NO319272B1 - Fremgangsmate for ett-trinns inversjon og separasjon med anvendelse av flere vibratorer - Google Patents
Fremgangsmate for ett-trinns inversjon og separasjon med anvendelse av flere vibratorer Download PDFInfo
- Publication number
- NO319272B1 NO319272B1 NO19982146A NO982146A NO319272B1 NO 319272 B1 NO319272 B1 NO 319272B1 NO 19982146 A NO19982146 A NO 19982146A NO 982146 A NO982146 A NO 982146A NO 319272 B1 NO319272 B1 NO 319272B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- phase
- minimal
- vibration
- deconvolution
- signal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 46
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 32
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 10
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 claims description 9
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims description 6
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 17
- 230000004044 response Effects 0.000 description 15
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000012421 spiking Methods 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- IUVCFHHAEHNCFT-INIZCTEOSA-N 2-[(1s)-1-[4-amino-3-(3-fluoro-4-propan-2-yloxyphenyl)pyrazolo[3,4-d]pyrimidin-1-yl]ethyl]-6-fluoro-3-(3-fluorophenyl)chromen-4-one Chemical compound C1=C(F)C(OC(C)C)=CC=C1C(C1=C(N)N=CN=C11)=NN1[C@@H](C)C1=C(C=2C=C(F)C=CC=2)C(=O)C2=CC(F)=CC=C2O1 IUVCFHHAEHNCFT-INIZCTEOSA-N 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 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
- G01V1/02—Generating seismic energy
- G01V1/04—Details
-
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/20—Trace signal pre-filtering to select, remove or transform specific events or signal components, i.e. trace-in/trace-out
Description
Den foreliggende oppfinnelsen er relevant til seismisk databehandling og mer spesielt tii forbehandling av seismiske data hvor dataene generert av et flertall av vibrerende seismiske kilder blir mottatt og behandlet ved bruk av høy oppløsnings- eller høykvalitets databehandling.
Det er vanlig praksis å benytte vibrerende kilder for å tilføre en kraft til grunnen og måle den etterfølgende bevegelsen, som blir forårsaket av påføringen av denne kraften, ved forskjellige mottakerplasseringer. Ved å styre varigheten og frekvensen til kraften blir et bredbåndssignal med tilstrekkelig energi oppnådd. Ved å benytte mottakerbevegelsene og antatt tilført kraft blir et seismogram konstruert. Dette blir vanligvis gjort ved en sammenligning av de mottatte data med et estimat av den påførte kraften, fra hvilken egenskapene til impedansefunksjonen til jorden kan bli beregnet.
Som eksempel på kjent teknikk på området, kan nevnes US 4,646,274 som angår en fremgangsmåte og anordning for å korrigere forvrenging av seismiske data.
Av økonomiske grunner blir flere kilder benyttet samtidig. For å konstruere et seismogram på det gjøres en bestemmelse av hvilken kilde som var ansvarlig for den registrerte bevegelsen i mottakeren. Hver kilde har unike karakteristiske trekk som hjelper til med å isolere kilden som genererte kraften som forårsaket mottakerens bevegelser, siden dataene som blir mottatt vil variere for hver kilde. Behandling med estimatet til en kilde på data som er generert av en annen kilde vil produsere et unøyaktig seismogram.
Hovedsvakheten med konvensjonell praksis er at et estimat av den virkelige påførte kraften blir benyttet til å lage seismogrammet. Mye arbeid har blitt gjort for å forbedre kvaliteten på tilbakekoblingssignaler og styring av tilbakekoblingssløyfer og hydrauliske ventiler. Men harmoniske komponenter, elementbøyninger og variable grunnkoplinger står igjen som ukjente i systemet og kan ikke bli fjernet totalt.
I innsamling av seismiske data ved bruk av grunnvibrasjoner er en stor masse plassert i kontakt med grunnen. Enkle vibratorer kan benyttes i den foreliggende oppfinnelsen. Det er typisk å måle reaksjonsmassebevegelsen til et akselerometer montert på selve reaksjonsmassen. Bevegelsen til en basisplate, som virkelig er koplet til grunnen, blir målt av et akselerometer montert på rammestrukturens kryssende konstruksjonsdel.
I konvensjonell behandling blir data som er generert av en vibrasjonskilde sammenlignet med et referansesveip. Et referansesveip-signal er et ideelt signal som vibratoren kommanderes til å gi inn i jorden, og det er ofte en dei forskjellig fra det virkelige signalet som blir generert. Siden referansesignalet er et fiktivt ideelt signal er det likt for alle vibratorer.
I noen tilfeller er signalet som representerer den påførte kraften estimert. Det typiske estimatet for den påførte kraften er massens vektede sum av akselerasjonen til basisplaten som blir benyttet i den vibrerende kilden og akselerasjonen av reaksjonsmassen som blir benyttet i vibratorstrukturen, kalt grunnkraften. Massens vektede sum av de to signalene, et fra basisplaten og et fra dens reaksjonsmasse blir benyttet i en tilbakekoblingssløyfe for å fortelle aktuatoren hvor nær det ligger referansesveipet. Med dette systemet blir det antatt at kraften påført inn i grunnen er den samme som referansesveipet. Likevel, som slått fast tidligere, er det virkelige signalet ofte svært forskjellig fra referansesveip-signalet.
Kraften som blir gitt til grunnen kan bli sett på enten i tidsplanet eller i frekvensplanet. På lignende vis kan impulsresponsen til jorden bli sett på enten i
tidsplanet eller i frekvensplanet. Tidsderivatet til kraften som blir gitt til grunnen blir konvoivert med impulsresponsen til jorden i tidsplanet mens tidsderivatet til kraften blir multiplisert av impulsresponsen til jorden i frekvensdomenet. I den mest enkle form blir et signal, som representerer derivatet til grunnkraften konvoivert med impulsresponsen til jorden, registrert av geofoner eller mottakere plasser på overflaten av jorden. Dette signalet blir registrert etter at det har blitt reflektert av et sjikt som eksisterer mellom to undergrunnslag som har forskjellige impedanser. Det registrerte signalet blir sammenlignet med referansesveip-signalet for å tilføres aktuatoren. Denne sammenligningen virker fint så lenge kraften som blir gitt til grunnen er den samme som referansesveip-signalet. Da dette sjeldent er det samme blir et nøyaktig estimat av impulsresponsen til jorden sjeldent oppnådd.
Sammenligning i frekvensplanet krever at dataene blir multiplisert av tidsreversen til signalet som med hvilket sammenligningen er gjort. Siden referansesignalet bare er et estimat av den virkelige grunnkraften produserer sammenligningen med et referansesignal et resultat med en ukjent størrelse fremdeles i dataene. I tilfellet der det er en sammenligning av det registrerte signalet med referansesignalet, så lenge som amplituden og fasefeilene til referansesignalet er små, er skadene fra den ukjente i resultatet forminsket men fremdeles tilført feil.
Den foreliggende oppfinnelse gir en fremgangsmåte for registrering og behandling av høyoppløselige vibrasjonskildedata som inkluderer måling av bevegelsen eller bevegelsene til vibratorer som er relatert til den virkelige påførte vibrasjonskraften ved en overføringsfunksjon av et minimalfase-, tilfeldig- og lineært system. Signaler som representerer disse bevegelsene blir benyttet i en invers operasjon for å behandle de mottatte dataene. Dette systemet relaterer de aktuelle vibratorsignal til den målte vibratorbevegelsen eller -bevegelsene. Vibratorene blir aktivisert med et forhåndsbestemt mønster. Et forholdstall blir bestemt ved å dividerer de seismiske vibrasjonsdata med målt bevegelse eller - bevegelser til vibratorene for å fjerne den ukjente tilførte kraften. Resultatet av denne divisjonen levner jordens reflektivitet ganger en tidsderivert dividert med en minimalfasefunksjon. Minimalfase-dekonvolvering blir utført for å fjerne tidsderivatet dividert med overføringsfunksjonen av minimalfase. Fremgangsmåten kan også inkludere stegene med skuddgruppe-dekonvolvering (eng; shot ensemble), Mottakergruppe-dekonvolvering (eng; receiver ensemble), statisk korreksjon, F-K filtrering (Fouriertransform-metode) mot støy, mottaker dekon volve ring, nullfase puls-dekonvolvering (eng; zero phase spiking deconvolution) og modell-defasing (eng; model dephasing) i den videre behandlingen av dataene.
Fig. 1 er en tegning av en typisk seismisk datainnsamlingsteknikk
med hvilken den foreliggende oppfinnelse kan bli benyttet. Fig. 2 er et blokkdiagram av et flytskjema som illustrerer en fremgangsmåte for forbehandling av data generert av flertallige vibrasjonskilder. Fig. 3 er et blokkdiagram av et flytskjema som illustrerer en andre fremgangsmåte for forbehandling av data generert av flertallige vibrasjonskilder.
I den foreliggende oppfinnelse blir et signal relatert til det virkelige signal som vibratoren sender inn i grunnen direkte benyttet i forbehandlingen.
Ved praktisering av den foreliggende oppfinnelse kan enkle vibratorer bli benyttet. Disse grunnvibratorene har vanligvis en stor masse plassert i kontakt med grunnen. Ved praktisering av den foreliggende oppfinnelse blir reaksjons-massens bevegelse målt av et par av akselerometre montert på selve reaksjonsmassen. Bevegelsen til en basisplate, som virkelig er koplet til grunnen, blir målt av et andre par av akselerometre montert til rammestrukturens kryssende konstruksjonsdel.
Ved praktisering av den foreliggende oppfinnelse blir par av akselerometre benyttet slik at utsignalene kan bli sammenlignet og en bestemmelse gjøres om signalene som er generert er passende for bruk i den videre behandlingen. Vibratorbevegelsen eller -bevegelsene blir målt for å tilføre et signal som skal benyttes for å behandle dataene. Dermed blir ikke dataene sammenlignet med et teoretisk sveipsignal, men dataene blir dividert med en minimalfase relatert til det virkelige sendte signalet i frekvensplanet, noe som fjerner den virkelige sendte signalet i behandlingen. Når det løses med hensyn på jordens reflektivitet blir dataene enkelt dividert med vibratorgrunnkraften multiplisert med en overføringsfunksjon av minimalfase, som fjerner vibrasjonskraften fra dataene. Dette levner jordreflektiviteten multiplisert med en tidsderivert over en minimalfase-overføringsfunksjon. Dette forholdstallet til en tidsderivert dividert med en minimalfase-overføringsfunksjon blir fjernet ved en minimalfase-dekonvolvering.
Fig. 1 er et systemdiagram som illustrerer datainnsamlingsprosessen til den foreliggende oppfinnelsen. Vibratorene 18, 20, 22 og 24, hver med to par av akselerometre 26, 28, 30 og 32 som måler det virkelige signalet som blir generert inn i jorden er respektivt plassert på lastebilene 34, 36, 38 og 40. Signalene blir så overført via radiolink 42 til hovedvibrasjonsminnet 44 hvor de blir undersøkt for å bestemme deres pålitelighet og lagret for sammenligning ved et senere tidspunkt.
Signalene som blir generert inn i jorden av vibratorene 18, 20, 22 og 24 blir reflektert fra sjiktet mellom undergrunnsimpedansene Imi og lm2 ved forskjellige punkter h, l2l... etc. langs sjiktet. Disse reflekterte signalene blir respektivt registrert av geofonene D^ D2l D3 og D4. Signalene generert av vibratorene 18, 20, 22 og 24 på lastebilene 34, 36, 38 og 40 blir sendt til registrereren 46 for overføring til båndet 48 for sammenligning med råe seismiske data mottatt fra geofonene Di, D2, D3 og D4. De mottatte datasignalene og de råe seismiske dataene lagret på et bånd kan bli overført til datamaskiner ved andre lokasjoner.
Disse målte signalene er minimalfase-reJatert til de virkelige signalene som blir generert inn i jorden gjennom en vibrasjonskildeteknikk. I tidligere kjent teknikk blir det meste av behandlingen gjort med referansesveipsignaler som er de signalene som det var hensikten å generere inn i overflaten til jorden. I den foreliggende oppfinnelse blir et signal, som er minimalfase-relatert til den virkelige kraften som blir generert inn i jorden, målt og tatt fra vibratorkilden direkte. Dermed blir et signal som er matematisk relatert til det virkelige signalet benyttet i prosessen i stedet for et teoretisk signal.
Ved bruk av fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelsen blir høykvalitets vibrasjonsseismikk, HFVS (High Fidelity Vibratory Seismic) registrering av vibrasjonsbevegelser og behandling av de registrerte seismiske data gjort på en slik måte at den ukjente virkelige påførte kraften ikke trenger å være kjent. Den eneste viktige faktor er at den målte kvantitet i størrelse er relatert til den virkelige kraften som er påført. På denne måten kan den virkelige kraften bli eliminert ved divisjon.
Under konvensjonell behandling blir et referansesignal x tilført en aktuator som påfører et signal, det virkelige vibrasjonssignalet, inn i grunnen. Mens dette signalet, det virkelige vibrasjonssignalet, brer seg gjennom jorden blir det multiplisert av impulsresponsen til jorden i frekvensplanet eller konvoivert med impulsresponsen i tidsplanet. Det er dette konvolveringsproduktet, tidsderivatet til det virkelige signalet som er konvoivert med impulsresponsen til jorden, som blir sammenlignet med referansesveipsignalet Denne prosessen er korrekt om og kun om referansesveipsignalet er lik det virkelige vibrasjonssignalet.
Den foreliggende oppfinnelse bruker en forskjellig fremgangsmåte enn konvensjonell behandling. For det første tilkjennegir fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse at bevegelsen målt på vibratoren bare er relatert til og ikke lik den virkelige kraften eller signalet som er påtrykt jorden. Disse er relatert ved en minimalfase-ovefrøringsfunksjon i frekvensplanet. Både minimalfase-overføringsfunksjonen og det virkelige kraftsignalet er ukjente. Det andre området hvor den foreliggende oppfinnelse benytter en forskjellig fremgangsmåte er ved utføringen av en invers operasjon i stedet for en sammenligningsprosess som i konvensjonell behandling.
Ved å gjenkjenne at bevegelsene målt på vibratoren er relatert til det virkelige kraftsignalet som blir påført grunnen av en minimalfase-overføringsfunksjon i frekvensplanet resulterer dette i den følgende formelen hvor kraftsignalet er multiplisert av en overføringsfunksjon av minimalfase:
eller
M = TG
hvor:
M - den målte bevegelse på vibrasjonsmatrisen,
G - den virkelige vibrasjons-signalmatrise i frekvensplanet,
T- en overføringsfunksjon av et minimalfase, tilfeldig- og lineært,
system relatert til G med målt vibrasjonsbevegelse, og
- multiplisering i frekvensplanet.
Matrisenes indekser tildeler vibrator og sveip, for eksempel tildeler A1 vibrator A og sveip 1, B1 tildeler vibrator B og sveip 1, etc.
I denne ligningen er både minimalfase-overføringsfunksjonen, T, og det virkelige kraftsignlaet, G, ukjente.
De seismiske data registrert av enten geofoner eller hydrofoner blir representert i frekvensplanet av en konvolvering av den tidsderiverte til den virkelige kraften G, med reflektivitetene til jorden, E, som indikert av den følgende formelen:
eller
D=jt>GE
hvor:
D = matrisen for de målte seismiske data jp = tidsderivatet
E = matrisen for jordreflektiviteten
Ved å benytte invers filtrering gjennom et minimalfase-båndpassfilter kan forholdet D/ M bli beregnet Dette forholdet eliminerer den ukjente G, kraftsignalet, fra ligningen som følger:
Ved dette punkt har den ukjente kraften G blitt eliminert fra ligningen. En skaleringsfaktor er også påkrevd for å bevare total energi gjennom den inverse filtreringsprosessen.
Seismogrammet blir nå representert av D/ M og er det ønskede svaret, E, jord ref lektiviteten konvoivert med en minimalfase-funksjon fp/ T. En egenskap med minimalfase-funksjoner er at deres deriverte og deres resiproke også er av minimalfase. Seismogrammet kan videre bli behandlet med minimalfase-dekonvolvering for å gi E, impulsresponsen til jorden i frekvensplanet. I hovedsak er D/M-seismogrammet det båndbegrensede impuls-seismogrammet. Det er tilfeldig- og minimalfase-relatert til jordens respons.
D/ M -* Minimalfase- dekonvotvering - > E
Denne fremgangsmåten er alltid riktig siden den virkelige og ukjente vibrasjonsbevegelsen har blitt eliminert.
De registrerte seismiske dataene blir representert i frekvensplanet av produktet mellom tidsderivatet til den virkelige kraften og reflektiviteten til jorden.
Ved å bruke invers filtrering gjennom et minimalfase-båndpassfilter kan forholdet mellom den målte seismiske bevegelsen og den målte bevegelsen til vibratoren bli beregnet. Dette forholdet eliminerer det ukjente virkelige kraftsignalet. En skaleringsfaktor er påkrevet for å bevare total energi gjennom den inverse filtreringsprosessen.
Det resulterende seismogrammet blir representert av forholdet mellom den målte seismiske bevegelsen og den målte bevegelsen til vibratoren og gir det ønskede svaret, jordreflektiviteten, konvoivert med en minimalfase-funksjon. En egenskap til en minimalfase-funksjon er at dens deriverte og dens resiproke også er av minimalfase. Derfor kan seismogrammet bli videre behandlet med minimalfase-dekonvolvering for å få impulsresponsen til jorden i frekvensplanet. I hovedsak er D/M-seismogrammet det båndbegrensede impuls-seismogrammet. Det er tilfeldig- og minimalfase-relatert til jordens respons. Denne fremgangsmåten er alltid riktig siden den virkelige og ukjente vibrasjonsbevegelsen har blitt eliminert.
Den grunnleggende prosessen til den foreliggende oppfinnelse inkluderer mottagelse av data, dividering av dataene i frekvensplanet med de målte signalene fra den seismiske kilden som genererer signalene og utføring av minimalfase-dekonvolvering på resultatene fra divisjonen.
Viser nå til Fig. 2 hvor et flytskjemaet til en foretrukket utførelse av fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse er illustrert på blokkform. Denne fremgangsmåten kan bli utført av enhver digital datamaskin eller arbeidsstasjon som er i bruk innenfor fagområdet.
Til å starte med, ved blokk 50, blir data som er lagret på et bånd 48 mottatt. De data som blir mottatt kan være av enhver type av seismiske data generert av vibrasjonsteknikker.
Ved blokk 52 blir den inverse prosessen utført på de mottatte dataene med de målte signalene. Dette representerer en signifikant forskjell mellom den foreliggende oppfinnelsen og konvensjonell behandling. I konvensjonell behandling blir de mottatte data konvoivert med signaler som antas å bli generert inn i jordens overflate. I den foreliggende oppfinnelse blir en invers prosess utført med bruk av de målte signalene og dette eliminerer visse antagelser som tidligere beskrevet.
Ved blokk 54 blir de inverterte data ført gjennom et minimalfase-båndpassfilter. Ved blokk 56 blir det utført en minimalfase-dekonvolvering på de data som har vært underlagt den inverse prosessen og som har passert gjennom minimalfase-båndpassfilteret. Dette fjerner effekten til y/vT-termen som har blitt addert. Dermed, ved å behandle seismogrammet med minimalfase-dekonvolvering, blir impulsresponsen til jorden i frekvensplanet oppnådd.
I Fig. 3 er et flytskjema til en andre utførelse til fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse illustrert på blokkform. Denne fremgangsmåten kan også blir utført av enhver digital datamaskin eller arbeidsstasjon som er i bruk innen fagområdet.
Til å starte med, ved blokk 60, blir data som er lagret på båndet 48 mottatt. De mottatte data kan være av enhver type seismisk data generert ved bruk av vibrasjonsteknikker.
Ved blokk 62 blir den inverse prosessen utført på de mottatte data med de målte signalene. Dette representerer en signifikant forskjell mellom den foreliggende oppfinnelse og konvensjonell behandling. I konvensjonell behandling blir de mottatte data konvoivert med signaler som er antatt generert inn i jordens overflate. I den foreliggende oppfinnelse blir en invers prosess utført med de målte signalene som eliminerer visse tidligere beskrevne antagelser.
Ved blokk 64 kan en modellkurve blir generert. Denne modellkurven er hovedsakelig en kurve med topper for å registrere fasen og amplituden til de originale data. Modellkurven vil bli benyttet senere for å fjerne fasefeil introdusert av noen av behandlingsstegene i fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse.
Ved blokk 66 kan behandlet informasjon fra blokk 62, resultatene til den inverse prosessen, bli underlagt skudd-dekonvolvering (eng; shot-deconvolution). En «Wiener-Levinson Spiking-dekonvolvering» blir utført i den foreliggende oppfinnelsen, likevel kan enhver dekonvolvering som benytter et felles skuddgruppe-format for å fjerne effektene på grunn av variasjoner mellom individuelle skudd benyttes.
Ved blokk 68 kan en kilde-statisk korreksjon bli utført på dataene. I den foretrukne utførelsen er den samme innsamlingen for statisk korrigering og for FK-filtrering benyttet, nemlig en konstant mottakerplassering-innsamling for å fjerne kildeforstyrrelser.
Ved blokk 70 kan FK-filtrering (fouriertransform-filtrering) bli utført ved å benytte en variabel skuddinnsamling ved konstant mottakerplassering for å fjerne «ground roll» (lavhastighetslyd). Ved blokk 72 blir mottaker dekonvolvering (eng; receiver deconvolution) utført på dataene og som også, foretrukket, er en «Wiener-Levinson Spiking ensemble»-dekonvolvering. Dette er en innsamling ved felles mottager for å fjerne mottakerstøy, likevel kan enhver dekonvolvering som er rettet mot fjerningen av mottakerstøy være aksepterbar. Ved blokk 74 blir dataene underlagt en nullfase spiker-dekonvolvering. Dette er en spektrumsutjevnings-dekonvolvering for å fjerne monokromatisk støy.
Ved blokk 76 kan en modell defasing bli gjort ved å benytte modellkurven som ble generert ved blokk 64 for å registrere den originale fasen og amplituden. Dette blir gjort for å fjerne enhver fasefeil introdusert av de forutgående behandlingsstegene. Ved dette punktet har fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelsen ferdigstilt forbehandlingen og konvensjonell behandling kan bli utført etter blokk 76.
Fremgangsmåten til den foreliggende oppfinnelse for registrering og forbehandling av høyoppløselig vibrasjonskildedata som inkluderer stegene med divisjon med målte signaler, mottaker og skuddgruppe-dekonvolvering, statisk korreksjon, F-K filtrering mot støy, nullfase puls-dekonvolvering og modell-defasing, har blitt beskrevet. Som uttalt tidligere blir et virkelig vibrasjonssignal, relatert til hva vibratoren sender inn i grunnen, benyttet i forbehandlingen. Vibrasjonsbevegelsen blir mått for å tiJføre et signaJ som blir benyttet j behandlingen av dataene. Dataene blir dividert med det virkelige sendte signalet i frekvensplanet.
Claims (7)
1 En fremgangsmåte for registrering og forbehandling av høykvalitets seismiske vibrasjonsdatasignaler som har blitt generert av et flertall av seismiske vibrasjonskilder og detektert av flertallige seismiske mottakere, karakterisert ved stegene;
måling av bevegelsen til hver av vibrasjonskildene som er relatert til den påførte vibrasjonskraften ganger en overføringsfunksjon av et minimalfase-, tilfeldig- og lineært system;
relatering av det virkelige vibrasjonssignalet med nevnte målte vibrasjonsbevegelse;
bestemmelse av et forhold ved å dividerer de seismiske vibrasjonsdatasignalene med nevnte målte bevegelse til hver vibrasjonskilde for å fjerne den ukjente påførte kraften som levner jordreflektiviteten ganger en tidsderivert dividert med en minimalfase-funksjon;
minimalfase-bandpassfiltrere nevnte resulterende forhold; og utføre minimalfase dekonvolvering på nevnte minimalfase-båndpassfiltrerte forhold for å fjerne tidsderivatet dividert med overføringsfunksjonen til minimalfase-funksjonen.
2 En fremgangsmåte i henhold til krav 1 videre
karakterisert ved
utføring av skuddgruppe-dekonvolvering på nevnte minimalfase-båndpassfiltrerte forhold.
3 En fremgangsmåte i henhold til krav 1 videre
karakterisert ved
utføring av mottakergruppe-dekonvolvering på nevnte minimalfase-båndpassfiltrerte forhold.
4 En fremgangsmåte i henhold til krav 1 videre
karakterisert ved
utføring av statisk korreksjon på nevnte minimalfase-båndpassfiltrerte forhold.
5 En fremgangsmåte i henhold til krav 1 videre karakterisert ved
utføring av F-K filtrering mot støy på nevnte minimalfase-båndpassfiltrerte forhold.
6 En fremgangsmåte i henhold til krav 1 videre karakterisert ved
utføring av nullfase puls-dekonvolvering på nevnte minimalfase-båndpassfiltrerte forhold.
7 En fremgangsmåte i henhold til krav 1 videre karakterisert ved
generering av en modellkurve fra nevnte seismiske vibrasjonsdatasignaler som blir generert av et flertall av seismiske vibrasjonskilder; og
utføring av modell defasing ved å benytte nevnte modellkurve på nevnte minimalfase-båndpassfiltrerte forhold.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/555,655 US5703833A (en) | 1995-11-13 | 1995-11-13 | One step inversion/separation scheme using a plurality of vibrator sources |
| PCT/US1996/015831 WO1997018491A1 (en) | 1995-11-13 | 1996-10-03 | Plural vibrator single step inversion separation method |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO982146D0 NO982146D0 (no) | 1998-05-12 |
| NO982146L NO982146L (no) | 1998-05-13 |
| NO319272B1 true NO319272B1 (no) | 2005-07-11 |
Family
ID=24218113
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19982146A NO319272B1 (no) | 1995-11-13 | 1998-05-12 | Fremgangsmate for ett-trinns inversjon og separasjon med anvendelse av flere vibratorer |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5703833A (no) |
| EP (1) | EP0861450B1 (no) |
| CN (1) | CN1166963C (no) |
| AR (1) | AR004311A1 (no) |
| DE (1) | DE69625507T2 (no) |
| DZ (1) | DZ2124A1 (no) |
| NO (1) | NO319272B1 (no) |
| WO (1) | WO1997018491A1 (no) |
Families Citing this family (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2277119C (en) * | 1997-11-14 | 2003-06-03 | Western Atlas International, Inc. | Seismic data acquisition and processing using non-linear distortion in a groundforce signal |
| US6065562A (en) * | 1998-07-27 | 2000-05-23 | Industrial Vehicles International, Inc. | System for imparting compressional and shear waves into the earth |
| GB9927395D0 (en) * | 1999-05-19 | 2000-01-19 | Schlumberger Holdings | Improved seismic data acquisition method |
| GB2359363B (en) | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
| US6381544B1 (en) | 2000-07-19 | 2002-04-30 | Westerngeco, L.L.C. | Deterministic cancellation of air-coupled noise produced by surface seimic sources |
| MXPA05010458A (es) | 2003-04-01 | 2006-03-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Fuente vibratoria de alta frecuencia conformada. |
| EA008398B1 (ru) * | 2003-08-11 | 2007-04-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ непрерывного качания частоты и разделения нескольких сейсмических вибраторов |
| CN101201407B (zh) * | 2006-12-12 | 2010-05-19 | 中国石油天然气集团公司 | 相对无高频泄漏等效n点平滑谱模拟反褶积方法 |
| US7859945B2 (en) * | 2007-07-06 | 2010-12-28 | Cggveritas Services Inc. | Efficient seismic data acquisition with source separation |
| US7869304B2 (en) * | 2007-09-14 | 2011-01-11 | Conocophillips Company | Method and apparatus for pre-inversion noise attenuation of seismic data |
| US20090168600A1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-02 | Ian Moore | Separating seismic signals produced by interfering seismic sources |
| US7675812B2 (en) * | 2008-06-30 | 2010-03-09 | Pgs Geophysical As | Method for attenuation of multiple reflections in seismic data |
| US7916576B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-03-29 | Westerngeco L.L.C. | Optimizing a seismic survey for source separation |
| US8395966B2 (en) * | 2009-04-24 | 2013-03-12 | Westerngeco L.L.C. | Separating seismic signals produced by interfering seismic sources |
| US8553496B2 (en) * | 2010-02-09 | 2013-10-08 | Ion Geophysical Corporation | Seismic source separation |
| CN101825724B (zh) * | 2010-04-13 | 2011-12-21 | 中国石化集团华北石油局地球物理勘探公司 | 利用组合震源激发提高黄土塬地区地震勘探分辨率的方法 |
| US20120075955A1 (en) * | 2010-09-28 | 2012-03-29 | Timothy Dean | Efficient seismic source operation in connection with a seismic survey |
| US8958267B2 (en) | 2011-05-13 | 2015-02-17 | Conocophillips Company | Seismic true estimated wavelet |
| FR2981746B1 (fr) | 2011-10-19 | 2014-11-21 | Cggveritas Services Sa | Source et procede d'acquisition sismique marine |
| FR2981759B1 (fr) | 2011-10-19 | 2014-07-18 | Cggveritas Services Sa | Procede et dispositif pour determiner un signal de commande pour des sources marines vibrosismiques |
| FR2981758B1 (fr) | 2011-10-19 | 2013-12-06 | Cggveritas Services Sa | . |
| US8797036B2 (en) * | 2012-02-29 | 2014-08-05 | Pgs Geophysical | Methods and apparatus for adaptive source electromagnetic surveying |
| US8724428B1 (en) | 2012-11-15 | 2014-05-13 | Cggveritas Services Sa | Process for separating data recorded during a continuous data acquisition seismic survey |
| US8619497B1 (en) | 2012-11-15 | 2013-12-31 | Cggveritas Services Sa | Device and method for continuous data acquisition |
| US9217797B2 (en) * | 2013-04-11 | 2015-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | High-speed image monitoring of baseplate movement in a vibrator |
| US10557955B2 (en) | 2014-03-20 | 2020-02-11 | Westerngeco L.L.C. | Reconstructing impulsive source seismic data from time distributed firing airgun array data |
| WO2015153215A1 (en) | 2014-04-04 | 2015-10-08 | Conocophillips Company | Method for separating seismic source data |
| WO2015159151A2 (en) | 2014-04-14 | 2015-10-22 | Cgg Services Sa | Method for iterative inversion of data from non-encoded composite sources |
| US9766361B2 (en) | 2014-10-10 | 2017-09-19 | Pgs Geophysical As | Methods and apparatus for electromagnetic surveying using dynamically-selected source waveforms |
| US10317875B2 (en) * | 2015-09-30 | 2019-06-11 | Bj Services, Llc | Pump integrity detection, monitoring and alarm generation |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4348749A (en) * | 1975-06-30 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Phase correcting seismic traces |
| US4184144A (en) * | 1977-11-21 | 1980-01-15 | Exxon Production Research Company | Measurement and control of the output force of a seismic vibrator |
| US4545039A (en) * | 1982-09-09 | 1985-10-01 | Western Geophysical Co. Of America | Methods for seismic exploration |
| US4675851A (en) * | 1982-09-09 | 1987-06-23 | Western Geophysical Co. | Method for seismic exploration |
| US4646274A (en) * | 1983-12-21 | 1987-02-24 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for correcting distorted seismic data |
| US4715020A (en) * | 1986-10-29 | 1987-12-22 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys |
| US4707812A (en) * | 1985-12-09 | 1987-11-17 | Atlantic Richfield Company | Method of suppressing vibration seismic signal correlation noise |
| US5010526A (en) * | 1990-07-30 | 1991-04-23 | Mobil Oil Corporation | Method of digital filtering |
| US5173879A (en) * | 1992-06-25 | 1992-12-22 | Shell Oil Company | Surface-consistent minimum-phase deconvolution |
| US5400299A (en) * | 1993-08-20 | 1995-03-21 | Exxon Production Research Company | Seismic vibrator signature deconvolution |
| US5550786A (en) * | 1995-05-05 | 1996-08-27 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method |
-
1995
- 1995-11-13 US US08/555,655 patent/US5703833A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-10-03 WO PCT/US1996/015831 patent/WO1997018491A1/en active IP Right Grant
- 1996-10-03 CN CNB961980826A patent/CN1166963C/zh not_active Expired - Lifetime
- 1996-10-03 DE DE69625507T patent/DE69625507T2/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-10-03 EP EP96933236A patent/EP0861450B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-11-08 AR ARP960105115A patent/AR004311A1/es unknown
- 1996-11-12 DZ DZ960169A patent/DZ2124A1/fr active
-
1998
- 1998-05-12 NO NO19982146A patent/NO319272B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1166963C (zh) | 2004-09-15 |
| EP0861450B1 (en) | 2002-12-18 |
| DZ2124A1 (fr) | 2002-07-23 |
| WO1997018491A1 (en) | 1997-05-22 |
| NO982146D0 (no) | 1998-05-12 |
| EP0861450A4 (en) | 2001-04-18 |
| NO982146L (no) | 1998-05-13 |
| DE69625507D1 (de) | 2003-01-30 |
| CN1201530A (zh) | 1998-12-09 |
| EP0861450A1 (en) | 1998-09-02 |
| AR004311A1 (es) | 1998-11-04 |
| US5703833A (en) | 1997-12-30 |
| DE69625507T2 (de) | 2009-09-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO319272B1 (no) | Fremgangsmate for ett-trinns inversjon og separasjon med anvendelse av flere vibratorer | |
| CA2220275C (en) | High fidelity vibration source seismic method | |
| 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 | |
| EP0865611B1 (en) | High fidelity vibratory source seismic method for use in vertical seismic profile data gathering with a plurality of vibratory seismic energy sources | |
| US7859945B2 (en) | Efficient seismic data acquisition with source separation | |
| US5721710A (en) | High fidelity vibratory source seismic method with source separation | |
| NL1023118C2 (nl) | Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek. | |
| US4646274A (en) | Method and apparatus for correcting distorted seismic data | |
| NO319301B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for separasjon av en rekke seismiske signaler fra vibrerende energikilder | |
| MXPA06001607A (es) | Metodo para exploracion y separacion continuas de multiples vibradores sismicos. | |
| CN101680957A (zh) | 用于地震振动器数据采集的动态源参数选择 | |
| CA2235411C (en) | Plural vibrator single step inversion separation method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |