NO322791B1 - Fremgangsmate og apparat for demping av stoy i samplasserte hydrofon/geofon-data - Google Patents
Fremgangsmate og apparat for demping av stoy i samplasserte hydrofon/geofon-data Download PDFInfo
- Publication number
- NO322791B1 NO322791B1 NO19974621A NO974621A NO322791B1 NO 322791 B1 NO322791 B1 NO 322791B1 NO 19974621 A NO19974621 A NO 19974621A NO 974621 A NO974621 A NO 974621A NO 322791 B1 NO322791 B1 NO 322791B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- signals
- bandwidth
- geophone
- hydrophone
- limited
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000010606 normalization Methods 0.000 claims abstract description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 claims description 6
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 22
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 15
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 15
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 15
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000002537 cosmetic Substances 0.000 description 1
- 230000002939 deleterious effect Effects 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
-
- 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
- G01V2210/21—Frequency-domain filtering, e.g. band pass
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
- G01V2210/56—De-ghosting; Reverberation compensation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Paper (AREA)
Abstract
Ved seismiske undersøkelser av havbunnen er det vanlig at samlokaliserte hydrofoner og geofoner blir utsatt på havbunnen. Et problem som oppstår, er vann-etterklang (figur 1). En forbedret fremgangsmåte og anordning blir foreslått for å dempe vann-etterklanger ved å bruke samlokaliserte hydrofoner og geofoner for behandling av havbunns-seismikk. I denne fremgangsmåten dekomponeres (12) hvert registrert hydrofon- og geofonsignal, eller trase, i en rekke smalt båndpassifltrerte traser (14). For hver av de filtrerte trasene (119) foretas det (14) en måling av energinivået, hvoretter normaliseringsfaktoren blir beregnet og anvendt. De resulterende filtrerte, normaliserte trasene blir summert (18). Eventuelt kan normaliseringsfaktorene, før de anvendes, organiseres etter felles skudd, felles gruppe, felles forskyvning, og overflate-konsistente normaliseringsfaktorer kan utledes og anvendes for hvert passbånd.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt marine seismiske undersøk-elser og mer spesielt dempning av støy i samplasserte hydrofon/geofon-data ved seismisk databehandling av signaler fra samlokaliserte hydrofoner og geofoner.
Et problem ved marine seismiske undersøkelser er vann-etterklangen. Forskjellige forsøk på løsning av dette problemer er blitt foreslått ved bruk av samlokaliserte hydrofoner og geofoner (se for eksempel de følgende referanser som alle herved inntas som referanse):
Barr, US-patent nr 4,979,150
Dragoset, US-patent nr 5,365,492
Barr & Sanders, US-patent nr. 5,163,028
Ruehle, US-patent nr 4,486,865.
Hydrofonene som er trykkfølsomme transdusere, og geofonene som er partikkelhastighet-transdusere, detekterer forskjellige egenskaper ved omgivel-sene. De detekterer spesielt den nedadgående mottaker-dobbeltrefleksjon med motsatt fortegn. Når traser fra samlokaliserte hydrofoner og geofoner blir kombi-nert på passende måte, har dermed mottaker-dobbeltrefleksjonen en tendens til å forsvinne og etterklangsproblemer blir dempet. Alle slike fremgangsmåter med-fører enten estimering og beregning av en skalar som er avhengig av en akustisk impedans, eller utforming av et inverst filter.
De skalarbaserte fremgangsmåter krever at en skalar blir utledet enten det-erministisk eller statistisk. Den deterministiske fremgangsmåte, kalt kalibrering, medfører måling og sammenligning av responsene til trykk- og hastighets-trans-duseme på en trykkbølge som induseres i vannet. En statistisk fremgangsmåte medfører sammenligning av størrelsen av trykksignal-autokorrelasjonen og trykk-og hastighets-signal-krysskorrelasjonen ved valgte forsinkelsesverdier, eller alternativt, sammenligning av størrelsen av trykksignal-autokorrelasjonen med hastig-hetssignal-autokorrelasjonen ved valgte forsinkelsesverdier. En annen statistisk fremgangsmåte medfører iterativ skalering og summering av en forfinet hastig-hetssignatur med en trykksignatur; idet den foretrukne skalafaktor blir bestemt ved hjelp av en konvergenskoeffisient for autokorrelasjonen til summen.
Utledningen av de riktige skalafaktorer oppviser flere problemer. Fra et driftsmessig standpunkt krever for det første den deterministiske metode ytterligere fem målinger, noe som ofte øker utførelsestiden og prisen. Innsamling av nøyaktige kalibreringsdata krever avfyring av en marine seismisk kilde mest mulig direkte over hvert par med hydrofoner og geofoner. Dette kan være ganske van-skelige, spesielt i grunne farvann, og resultatene kan ødelegges. For det annet er de statistiske metoder til utledning av skalafaktorer ugunstig påvirket ved fore-komst av seismisk støy ved høye nivåer.
Selv når de nøyaktige skalafaktorer kan bestemme, kan resultatet være mindre enn optimalt av en rekke grunner. Fagfolk på området innser at anvendelsen av en enkelt skalar uansett hvor nøyaktig den er estimert, ikke i tilstrekkelig grad kan kompensere for de spektraldifferanser som ofte observeres mellom samlokaliserte hydrofoner og geofoner. Disse differansene kan skyldes en rekke grunner, men den viktigste er ufullkommen geofonkopling og støy. Ufullkommen geofonkopling leder til frekvensavhengige differanser (både amplitude som en funksjon av frekvens og fase som en funksjon av frekvens) mellom samlokaliserte hydrofoner og geofoner. Støy detektert på geofoner kan også ha et betydelig høy-ere nivå og kan ha en fullstendig forskjellig spektralform enn støy detektert på samlokaliserte hydrofoner. Følgelig er resultatene fra skålarbaserte metoder kompromittert.
Fremgangsmåter basert på inverse f iltere er også beheftet med problemer. En metode er en dekonvolvering. Flere fremgangsmåter til utførelse av dekonvolvering er velkjente på området seismisk databehandling. Dekonvolveringsmeto-der som anvender inverse filters lider imidlertid i nærvær av seismisk støy med høye nivåer, spesielt når støyspekteret skiller seg betydelig fra støyspekteret til den nedadgående småbølge.
En annen fremgangsmåte medfører utforming av et filter som kompenserer for de iboende pulsrespons-differanser mellom de to sensortypene, samt respons-differanser forårsaket av ufullkommen kopling. Når filteret er utformet ved bruk av en kalibreringsprosedyre, har det imidlertid de samme tilknyttede problemer som beskrevet ovenfor. Når filteret er utformet fra de seismiske datasett, lider det ved nærvær av seismisk støy ved høye nivåer, slik at resultatene av metoder basert på inverse filtere kan være kompromittert.
Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og et apparat som overvinner de ovennevnte problemer.
I et første aspekt av foreliggende oppfinnelse er det således tilveiebrakt en fremgangsmåte for dempning av støy i samplasserte hydrofon/geofon-data, hvor fremgangsmåten omfatter å motta fra en seismisk signalkilde et hydrofon-signal på et sted med en hydrofon/geofon-mottaker. Fremgangsmåten kjennetegnes ved at den videre omfatter - å dekomponere hydrofon-signalet i et antall båndbreddebegrensede hydrofon-signalen - å motta fra den seismiske signalkilden et geofon-signal med en seismisk geofon-sensor som befinner seg på stedet med hydrofon/geofon-mottakeren; - å dekomponere geofon-signalet i et antall båndbreddebegrensede geofon-signaler, hvor de båndbreddebegrensede geofon-signalenes passbånd er i det vesentlige like passbåndene til de båndbreddebegrensede hydrofon-signalene; - å normalisere de båndbreddebegrensede hydrofon- og geofon-signalene;
og - å summere de normaliserte signalene, hvor koherent støy blir dempet i de kombinerte og normaliserte signaler. I henhold til et annet aspekt ved oppfinnelsen er det frembrakt et apparat for dempning av støy i dobbelte hydrofon/geofon-data. Apparatet kjennetegnes ved at det omfatter - en seismisk sensorsignal-dekomponerer som frembringer et antall båndbreddebegrensede hydrofon-og geofon-signaler fra et geofon-signal og et hydrofon-signal, hvor geofon-signalet og hydrofon-signalet representerer et opptak av data på et sted med en hydrofon/geofon-mottaker; - en normaliserer for båndbreddebegrensede signaler, hvilken normaliserer kan reagere på energinivået til minst to av de båndbreddebegrensede signaler, og - en summerer for summering av normaliserte signaler, hvor koherent støy blir dempet i de kombinerte og normaliserte signaler.
Foretrukne og gunstige utførelsesformer av oppfinnelsens aspekter fremgår av de vedføyde uselvstendige patentkravene 2-9 og 11 -17.
Hvert registrerte hydrofon- og geofon-signal, eller trase, kan bli dekomponert i en rekke båndpassfiltrerte traser. For hver av de filtrerte traser blir en måling av energinivået (for eksempel RMS-amplitude) foretatt over ett eller flere tidsvin-duer. Basert på det målte energinivå blir normaliseringsfaktorer beregnet fra og så anvendt på hvert tidsvindu. De resulterende filtrerte, normaliserte traser blir summert. Til slutt blir geofon- og hydrofon-trasene ved hver gruppe summert.
Normaliseringsfaktorene kan videre, før de anvendes, organiseres i henhold til forskjellige overflatekonsistente faktorer.
En fordel ved oppfinnelsen er at ingen skalafaktor, verket utledet determin-istisk eller statistisk, er nødvendig eller blir anvendt. Heller ingen invers dekonvol-veringsfiltrering er nødvendig. I støyfylte områder, spesielt der hvor støyen er begrenset til spesielle frekvensbånd eller varierer betydelig i styrke mellom de to sensorene, eller hvor betydelig koplingsufullkommenheter finnes, gir denne fremgangsmåten forbedrede resultater sammenlignet med teknikkens stand. Selv om det ikke gjøres noe forsøk på å kompensere for fasedifferanser som skyldes koplingsufullkommenheter, er en første ordens tilnærmelse til amplrtuderelaterte kop-lingsforskjeller iboende.
Resultatet er en bredbåndet, spektralt balansert, kombinasjon av samlokaliserte hydrofon- og geofon-signaler, som demper vann-etterklanger.
Normaliseringsfaktorene kompenserer for amplttudedifferanser mellom de to sensorene på grunn av koplings-, støy-, følsomhet-, direktivitet-, og eventuelt andre faktorer. De avhenger ikke av akustisk impedans.
Oppfinnelsen vil bedre kunne forstås under henvisning til de følgende tegninger, hvor: Fig. 1 viser et eksempel på vann-etterklang; Fig. 2a er et syntetisk seismogram for inngangsbølgen; Fig. 2b er amplitudespekteret til inngangsbølgen; Fig. 3a er sekvensen av hydrofon-spøkelsesetterklang; Fig. 3b er sekvensen av geofon-spøkelsesetterklang; Fig. 4a er et syntetisk hydrofon-spøkelsesseismogram; Fig. 4b er det syntetiske geofon-spøkelsesseismogram; Fig. 5a er amplitudespekteret til det syntetiske hydrofon-spøkelsesseismo-
gram; Fig. 5b er amplitudespekteret til det syntetiske geofon-spøkelsesseismo-
gram; Fig. 6a er det syntetiske hydrofon-spøkelsesseismogram dekomponert i en
rekke på 6 smale båndpassfiltere; Fig. 6b er det syntetiske geofon-spøkelsesseismogram dekomponert i en rekke med seks smale båndpassfiltere; Fig. 7a er figur 6a etter anvendelsen av en normaliseringsfaktor pr pass
bånd; Fig. 7b er figur 6b etter anvendelse av normaliseringsfaktor pr passbånd; Fig. 8a er amplitudespekteret for summeringen på figur 7a; Fig. 8b er amplitudespekteret for summeringen på figur 7b; Fig. 9a er sluttresultatet av summeringen av de sammensatte syntetiske
hydrofon- og geofon-spøkelsesseismogrammer; Fig. 9b er amplitudespekteret på figur 9a, sluttresultatet; Fig. 10a er sluttresultatet når problemer med geofonkopling ble simulert; Fig. 10b er amplitudespekteret på figur 10a, sluttresultatet når koplings
problemer ble simulert; Fig. 11 er et flytskjema som i detalj viser detaljene i en foretrukket frem
gangsmåte; Fig. 12 viser et skjema over et apparat som kan benyttes til å praktisere en
utførelsesform av oppfinnelsen;
Fig. 13 viser et skjema over et apparat som kan benyttes til å praktisere en
utførelsesform av oppfinnelsen;
Fig. 14 er et skjema over et apparat som kan benyttes til å praktisere en
annen utførelsesform av oppfinnelsen; og
Fig. 15 viser et skjema over et apparat som kan benyttes til praktisering av nok en utførelsesform av oppfinnelsen.
Selv om oppfinnelsen kan underkastes forskjellige modifikasjoner og alternative former, er det her beskrevet og vist på tegningene spesielle utførelses-former som eksempler. Man vil imidlertid forstå at oppfinnelsen ikke er begrenset til de spesielt beskrevne utførelsesformer. Fagfolk på området vil innse at andre utførelsesformer, modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer kan utføres innefor rammen for oppfinnelsen slik den er definert i de vedføyde patentkrav.
Ifølge en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for å dempe støy i dobbelte hydrofon/geofon-data, der fremgangsmåten omfatter: å motta et signal fra en seismisk sensor; å dekomponere signalet i et antall båndbreddebegrensede signaler; å normalisere de båndbreddebegrensede signaler basert på energinivået til minst to av de båndbreddebegrensede signaler; og å summere de normaliserte signaler.
I henhold til den ytterligere utførelsesform omfatter dekomponeringen å føre signalet gjennom et antall båndpassfiltere.
I henhold til nok en ytterligere utførelsesform er det videre tilveiebrakt et trinn for å måle et energinivå for de båndbreddebegrensede signaler i løpet av et tidsvindu, ved å bestemme roten av middelkvadratet av amplituden til de båndbreddebegrensede signaler.
I henhold til en ytterligere utførelsesform omfatter normaliseringen å anvende en normaliseringsfaktor på de båndbreddebegrensede signaler, som er organisert slik at normaliseringsfaktoren blir anvendt alternativt på: et antall bånd-bregrensede fellesskudd-signaler; et antall båndbegrensede felles gruppesignaler; eller et antall båndbreddebegrensede fellesforskyvnings-signaler alternativt omfatter normaliseringen anvendelse av en overflatekonsistent normaliseringsfaktor.
I henhold til nok en ytterligere utførelsesform omfatter normaliseringen å bestemme en normaliseringsfaktor ved å dele energinivået i en konstant.
I henhold til nok en ytterligere utførelsesform er det videre anordnet et trinn for å rekondisjonere det seismiske signal ved å konvolvere det seismisk signal med en teoretisk etterklangsekvens.
I nok en ytterligere utførelsesform er det tilveiebrakt et trinn for å konvolvere de båndbreddebegrensede signaler med en teoretisk etterklangsekvens.
I henhold til nok en ytterligere utførelsesform som er vist på figur 12, er det tilveiebrakt et apparat for dempning av støy i dobbelte hydrofon/geofon-data, der apparatet omfatter: en seismisk sensorsignal-mottaker 10; en seismisk sensorsignal-dekomponerer 12 som frembringer et antall båndbreddebegrensede signaler 14; en normaliserer 16 for båndbreddebegrensede signaler som reagerer på energinivået til i det minste to av de båndbreddebegrensede signaler 14 i løpet av et tidsvindu; og en summerer 18 for normaliserte signaler. Figur 12 viser også et eksempel på en akseptabel dekomponerer 12 som omfatter et antall båndpassfiltere 20a, 20b, 20n.
I henhold til en ytterligere utførelsesform som er vist på figur 13, er en energinivå-detektor 22 forbundet med en energinivå-inngang 24 på normalisereren 16, og energinivå-detektoren 22 forsyner normalisereren med en rot-middel-kvadrat-verdi av amplituden til minst ett av de båndbreddebegrensede signaler 14.
I henhold til en ytterligere utførelsesform leverer normalisereren 16 en normaliseringsfaktor til et antall båndbreddebegrensede signaler 14, og normaliseringsfaktoren blir anvendt på et antall traser, enten: i et felles skudd, i en felles gruppe, med en felles forskyvning, eller enhver kombinasjon av disse. Alternativt anvender normalisereren 16 overflatekonsistente faktorer for hver båndbredde.
I en utførelsesform bestemmer normalisereren 16 en normaliseringsfaktor ved å dele energinivået i en konstant, som omfatter et forut bestemt amplitudenivå, fastsatt på en prospektbred basis.
I henhold til nok en ytterligere utførelsesform, som er vist på figur 14, er det tilveiebrakt en prekondisjonerer 26 som konvolverer det seismiske signal med en teoretisk etterklangsekvens basert på en målt vanndybde og en forutsatt vannbunn-reflektivitet. Alternativt, som vist på figur 15, er det tilveiebrakt en bånd-breddebegrenset signalkonvolverer 28, som reagerer på en teoretisk etterklangsekvens basert på en målt vanndybde og en forutsatt vanndybde-reflektivitet.
I henhold til nok en ytterligere utførelsesform blir dekomponering av det mottatte signal utført ved å føre signalet gjennom et antall båndpassfiltere. I denne utførelsesform vil det benyttede antall båndpassfiltere variere fra tre til seks. Færre enn tre vil ikke gi tilstrekkelig spektra! balansering. Mer enn seks, vil ved økende beregningsmessige kostnader, sannsynligvis ikke gi noen fordeler, og kan i virkeligheten skape problemer hvis skadelige Gibbs-fenomener blir skapt av de meget smale båndpassfiltere. Det frekvensområdet som overspennes, vil tilnær-met dekke det forventede seismiske frekvensbånd. Et eksempel på en utførelses-form av oppfinnelsen bruker fire båndpassfiltere med følgende passbånd: 5-20 Hz, 30-35 Hz, 35-50 Hz og 50-65 Hz.
I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir energinivået til de båndbreddebegrensede signaler målt i løpet av et tidsvindu som er valgt over seismiske refleksjonsdata med god kvalitet, under de direkte ankomster, brytninger og horisontalt forplantende energi, men over data med dårlig signal/støy-forhold som er registrert senere. Vinduet bør være representativt for trasens energinivå.
I henhold til en alternativ utførelsesform blir energinivået målt på forskjellige måter. I en utførelsesform blir for eksempel energinivået målt som roten av middelkvadratet for amplituden til de båndbreddebegrensede signaler. I henhold til alternative utførelsesformer blir energien målt med referanse til topp-til-topp-, medianmiddel- eller abosolutt-verdi av amplituden til signalene. I nok en ytterligere utførelsesform blir også energinivået målt og normaliseringsfaktorer beregnet for bare et vindu pr trase.
I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir noimaliseringsfaktorene - organisert ved hjelp av «felles skudd», hvor alle normatiseringsfaktorer blir beregnet fra signalet som er blitt generert av den samme seismiske kilde.
I en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen blir normaliseringsfaktorene organisert ved hjelp av «felles gruppe», hvor alle normaliseringsfaktorer blir beregnet fra signaler som er blitt generert av den samme gruppe. I denne utførel-sesform er en «gruppe» definert som en seismisk sensor eller en elektrisk sam-menkoplet sammenstilling av seismiske sensorer, som tilveiebringer et signal til en enkelt kanal i den seismiske signalmottaker.
I henhold til nok en utførelsesform blir normaliseringsfaktorene organisert ved hjelp av «felles forskyvning», hvor alle normaliseringsfaktorer blir beregnet fra signaler generert ved hjelp av et sett med seismiske sensorer som er gruppert i områder av kilde/detektor-avstander. Det skal bemerkes at de ovennevnte utfør-elsesformer bare er illustrerende, ikke uttømmende, og at oppfinnelsen kan prak-tiseres ved å normalisere signalene på grunnlag av andre overflatekonsistente parametere.
I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir en normaliseringsfaktor opp-nådd ved å dele energinivået med en konstant. I denne utførelsesformen blir konstant satt til en vilkårlig verdi som gir normaliserte signaler som er innenfor et ønsket dynamisk område for systemet. I noen tilfeller som fagfolk på området vil innse, vil det videre være ønskelig å fastsette konstanten på en prospektbredde-basis.
I nok en utførelsesform av oppfinnelsen blir det seismiske signal prekondi-sjonert ved å konvolvere det seismiske signal med en teoretisk etterklangsekvens. En slik teoretisk etterklangsekvens blir i henhold til et eksempel på en utførelses-form, bestemt som en funksjon av den målte vanndybde og en forutsatt vannbunn-reflektivitet, hvor, for en hydrofon, etterklangsekvensen blir beregnet på følgende måte:
P(Z) = 1Z° - (1+R)Z<1> + RO+RJZ<2->....
For en geofon blir etterklangsekvensen i dette eksempelet beregnet på følgende måte:
P(Z) = 1Z° + (l-R)Z<1> - R(1-R)Z<2>...
hvor Z er definert som e-<MTw>, T<w> er den toveis forplantningstid i vannlaget, og R er refleksjonskoeffisienten til vannbunnen.
Virkelige refleksjonssignaler blir antatt å inneholde hakk svarende til disse etterklangsoperatorer; det gjenværende antas å være støy. Anvendelse av denne modifikasjonen bør følgelig forbedre signal/støy-forholdet til hydrofon- og geofon-signalene ved å eliminere denne støy.
I henhold til nok en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen blir de båndbreddebegrensede signaler konvolvert med en teoretisk etterklangsekvens. Den teoretiske etterklangsekvens blir beregnet i henhold til de samme formler som er angitt ovenfor.
Syntetiske seismogrammer ble generert for å demonstrere gyldigheten av fremgangsmåten. Av kosmetiske grunner ble en gruppe med åtte identiske traser generert. Figur 2a viser en spiss topp av enhetsamplitude ved en toveis forplantningstid på 800 ms, konvolvert med et lavpass Butterworth-filter med minimal fase, det er utformet for å representere den registrerte nedadgående bølgelengde generert av en typisk avstemt luftkanon-gruppe. Dette er det syntetiske seismogram for inngangsbølgen. Det er det ønskede resultat som ikke er blitt forurenset av skadelige virkninger av spøkelsesetterklangen eller ufullkommenheter ved geofonkopling. Figur 2b er amplitudespekteret til inngangsbølgen. Figur 3a er sekvensen av hydrofon-spøkelsesrefleksjoner for en hydrofon på havbunnen ved en dybde på 100 fot. Den valgte havbunn-reflektivitet var 0,2, typisk for mange deler av Mexicogolfen. Figur 3b er den tilsvarende sekvens av geofon-spøkelsesetterklanger for en samlokalisert geofon. Figur 4a er konvolveringen av inngangsbølgen med sekvensen av hydrofon-spøkelsesetterklang. Dette er det syntetiske hydrofon-spøkelsesseismogram. Figur 4b er konvolveringen av inngangsbølgen med sekvensen av geofon-spøk-elsesetterklanger. Dette er det syntetiske geofon-spøkelsesseismogram. Figur 5a er amplitudespekteret til det syntetiske hydrofon-spøkelsesseismo-gram. Hakkene i spekteret svarer til hydrofon-spøkelset. Figur 5b er amplitudespekteret til det syntetiske geofon-spøkelsesseismogram. Hakkene i spekteret svarer til geofon-spøkelsene. D er hvor det er hakk i geofonspektrene, er det topper i hydrofonspektrene. Figur 6a er det syntetiske hydrofon-spøkelsesseismogram dekomponert i rekker med seks smale båndpassfiltere. Figur 6b er det syntetiske geofon-spøk-elsesseismogram dekomponert i en rekke med seks smale båndpassfiltere. Figur 7a er figur 6a etter anvendelse av en normaliseringsfaktor pr passbånd. Figur 7b er figur 6b etter anvendelse av en normaliseringsfaktor pr passbånd. Figur 8a er amplitudespekteret til summeringen på figur 7a. Dette er det sammensatte syntetiske hydrofon-spøkelsesseismogram. Hakkene er fremdeles til stede. De er ikke blitt fylt med støy, et biprodukt av dekonvolvering, siden ingen invers filtrering blir utført. Figur 8b er amplitudespekteret til summeringen på figur 7b. Dette er det sammensatte syntetiske geofon-spøkelsesseismogram. Hakkene er fremdeles til stede. De er ikke blitt fylt med støy, et biprodukt av dekonvolvering, siden ingen invers filtrering ble utført. Figur 9a er sluttresultatet av summering av de sammensatte syntetiske hydrofon- og geofon-spøkelsesseismogrammer. Sammenlignet med figurene 4a og 4b, de syntetiske hydrofon- og geofon-spøkelsesseismogrammer, er det klart at eterklangen er blitt fjernet. I virkeligheten er det utmerket overensstemmelse med figur 2a, inngangsbølgen. Figur 9d er amplitudespekteret til figur 9a, sluttresultatet. Det er utmerket overensstemmelse med figur 2b, amplitudebølgen til inngangsbølgen, eller ønsket resultat. En annen modell ble generert som inn-befattet ufullkommenheter ved geofonkoplingen. Disse ble modulert som et lav-passfilter med minimum fase, som ble konvolvert med sekvensen av geofon-spøkelsesetterklanger. Figur 10a er sluttresultatet når geofon-koplingsproblemer ble simulert. Det er god overensstemmelse med figur 2a, inngangsbølgen. Figur 10b er amplitudespekteret til figur 10a, sluttresultatet når geofon-koplingsproblemer ble simulert. Det er god overensstemmelse med figur 2b, amplitudespekteret til inngangsbølg-en. Resultatene er imidlertid mindre enn optimale, siden ingen forsøk er gjort på å ta hensyn til koplingsfase-differanser. Figur 11 er et flytskjema som i detalj angir trinnene i en foretrukket fremgangsmåte. I støyfylte områder, spesielt der hvor støyen er begrenset til spesielle frekvensbånd eller varierer betydelig i styrke mellom de to sensorene, eller der hvor betydelige koplingsufullkommenheter finnes, kan denne prosessen tilveiebringe forbedrede resultater sammenlignet med teknikkens stand. Selv om det ikke er gjort noe forsøk på å kompensere for fasedifferanser som skyldes koplingsufullkommenheter, er en første ordens tilnærmelse til amplituderelaterte
koplingsdifferanser iboende. Påfølgende dekonvolvering kan forbedre resultatene.
De opprinnelige tilsiktede systemer for anvendelse av programvaren er Intel i860, Intel Paragon, IBM RS6000 og IBM SP-2.
Claims (18)
1. Fremgangsmåte for dempning av støy i samplasserte hydrofon/geofon-data, hvilken fremgangsmåte omfatter å motta fra en seismisk signalkilde et hydrofon-signal på et sted med en hydrofon/geofon-mottaker; karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter - å dekomponere hydrofon-signalet i et antall båndbreddebegrensede hydrofon-signaler; - å motta fra den seismiske signalkilden et geofon-signal med en seismisk geofon-sensor som befinner seg på stedet med hydrofon/geofon-mottakeren; - å dekomponere geofon-signalet i et antall båndbreddebegrensede geofon-signaler, hvor de båndbreddebegrensede geofon-signalenes passbånd er i det vesentlige like passbåndene til de båndbreddebegrensede hydrofon-signalene; - å normalisere de båndbreddebegrensede hydrofon- og geofon-signalene;
og - å summere de normaliserte signalene, hvor koherent støy blir dempet i de kombinerte og normaliserte signaler.
2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at dekomponeringen omfatter å føre signalene gjennom et antall båndpassfiltere.
3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved å måle et energinivå for de båndbreddebegrensede signaler i løpet av et tidsvindu.
4. Fremgangsmåte i henhold til krav 3,
karakterisert ved at målingen av et energinivå omfatter å bestemme et rot-middel-kvadrat av en amplitude forde båndbreddebegrensede signaler.
5. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at normaliseringen omfatter å anvende en normaliseringsfaktor på de båndbreddebegrensede signaler, hvilken normaliseringsfaktor eventuelt blir anvendt på et antall båndbreddebegrensede fellesskudd-signaler eller på et antall båndbreddebegrensede fellesgruppe-signaler eller på et antall båndbreddebegrensede signaler med felles forskyvning.
6. Fremgangsmåte i henhold til krav 5,
karakterisert ved at normaliseringen omfatter å anvende en overflatekonsistent normaliseringsfaktor.
7. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved at normaliseringen omfatter å bestemme en normaliseringsfaktor ved å dividere et energinivå for de båndbreddebegrensede signaler på en konstant.
8. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved å prekondisjonere de seismiske signaler ved å konvolvere dem med en teoretisk etterklangsekvens.
9. Fremgangsmåte i henhold til krav 1,
karakterisert ved å konvolvere de båndbreddebegrensede signaler med en teoretisk etterklangsekvens.
10. Apparat for dempning av støy i dobbelte hydrofon/geofon-data, karakterisert ved at apparatet omfatter: - en seismisk sensorsignal-dekomponerer som frembringer et antall båndbreddebegrensede hydrofon-og geofon-signaler fra et geofon-signal og et hydrofon-signal, hvor geofon-signalet og hydrofon-signalet representerer et opptak av data på et sted med en hydrofon/geofon-mottaker; - en normaliserer for båndbreddebegrensede signaler, hvilken normaliserer kan reagere på energinivået til minst to av de båndbreddebegrensede signaler; og - en summerer for summering av normaliserte signaler, hvor koherent støy blir dempet i de kombinerte og normaliserte signaler.
11. Apparat i henhold til krav 10,
karakterisert ved at dekomponereren videre omfatter et antall båndpassfiltere.
12. Apparat i henhold til krav 10,
karakterisert ved at normalisereren er innrettet for å reagere på energinivået til et antall av de båndbreddebegrensede signaler under et tidsvindu.
13. Apparat i henhold til krav 12,
karakterisert ved en energinivå-detektor forbundet med en energinivå-inngang på normalisereren, hvilken energinivå-detektor eventuelt forsyner normalisereren med en rot-middel-kvadrat-verdi for en amplitude for minst ett av de båndbreddebegrensede signaler.
14. Apparat i henhold til krav 10,
karakterisert ved at normalisereren er innrettet for å anvende en normaliseringsfaktor på et antall båndbreddebegrensede signaler, og eventuelt overflatekonsistente faktorer for hver båndbredde.
15. Apparat i henhold til krav 14,
karakterisert ved at normaliseringsfaktoren blir anvendt på et antall traser for et felles skudd, på et antall traser i en felles gruppe eller på et antall traser med felles forskyvning.
16. Apparat i henhold til krav 10,
karakterisert ved at normalisereren er innrettet for å bestemme en normaliseringsfaktor ved å dele energinivået med en konstant som eventuelt omfatter et forut bestemt amplitudenivå, fastsatt på en prospektbredde-basis.
17. Apparat i henhold til krav 10, karakterisert ved en prekondisjonerer som konvolverer det seismiske signal med en teoretisk etterklangsekvens basert på en målt vanndybde og en antatt vannbunn-reflektivitet.
18. Apparat i henhold til krav 10,
karakterisert ved en konvolverer for båndbreddebegrensede signaler som reagerer på en teoretisk etterklangsekvens basert på en målt vanndybde og en antatt vannbunn-reflektivitet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/418,507 US5774416A (en) | 1995-04-07 | 1995-04-07 | Method and device for attenuating water column reverberations using co-located hydrophones and geophones in ocean bottom seismic processing |
PCT/US1996/004671 WO1996031788A1 (en) | 1995-04-07 | 1996-04-04 | Method and device for attenuating water reverberation |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO974621D0 NO974621D0 (no) | 1997-10-06 |
NO974621L NO974621L (no) | 1997-12-05 |
NO322791B1 true NO322791B1 (no) | 2006-12-11 |
Family
ID=23658406
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19974621A NO322791B1 (no) | 1995-04-07 | 1997-10-06 | Fremgangsmate og apparat for demping av stoy i samplasserte hydrofon/geofon-data |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5774416A (no) |
AU (1) | AU699458B2 (no) |
EG (1) | EG21373A (no) |
GB (1) | GB2314413B (no) |
NO (1) | NO322791B1 (no) |
WO (1) | WO1996031788A1 (no) |
Families Citing this family (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2743896B1 (fr) * | 1996-01-23 | 1998-04-10 | Geophysique Cie Gle | Procede de traitement de calibration d'une paire de capteurs hydrophone/geophone et procede de prospection sismique mettant en oeuvre ce traitement |
GB2339022B (en) * | 1996-02-12 | 2000-03-01 | Tensor Inc Pgs | Seismic reverberation and coupling error removal |
US5991238A (en) * | 1998-06-09 | 1999-11-23 | Western Atlas International, Inc. | Weighted backus filter method of combining dual sensor traces |
GB2348003B (en) | 1999-03-19 | 2001-02-07 | Geco Prakla | Seismic data processing method for data acquired using overlapping vibratory sweeps |
US6539308B2 (en) | 1999-06-25 | 2003-03-25 | Input/Output Inc. | Dual sensor signal processing method for on-bottom cable seismic |
US6314371B1 (en) | 1999-06-25 | 2001-11-06 | Input/Output, Inc. | Dual sensor signal processing method for on-bottom cable seismic wave detection |
US6512980B1 (en) * | 1999-10-19 | 2003-01-28 | Westerngeco Llc | Noise reference sensor for use in a dual sensor towed streamer |
GB2359363B (en) | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
AU2002310037B2 (en) | 2001-05-25 | 2006-10-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiple suppression for ocean bottom seismic data |
GB2389183B (en) * | 2002-05-28 | 2006-07-26 | Westerngeco Ltd | Processing seismic data |
US7239577B2 (en) * | 2002-08-30 | 2007-07-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
GB0222524D0 (en) * | 2002-09-27 | 2002-11-06 | Westerngeco Seismic Holdings | Calibrating a seismic sensor |
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 |
US7466625B2 (en) * | 2006-06-23 | 2008-12-16 | Westerngeco L.L.C. | Noise estimation in a vector sensing streamer |
US7379386B2 (en) * | 2006-07-12 | 2008-05-27 | Westerngeco L.L.C. | Workflow for processing streamer seismic data |
US8593907B2 (en) * | 2007-03-08 | 2013-11-26 | Westerngeco L.L.C. | Technique and system to cancel noise from measurements obtained from a multi-component streamer |
CA2787158C (en) * | 2010-01-19 | 2018-03-13 | Ion Geophysical Corporation | Dual-sensor noise-reduction system for an underwater cable |
US20110249530A1 (en) * | 2010-04-09 | 2011-10-13 | Qinglin Liu | Arranging sensor assemblies for seismic surveying |
US20110310698A1 (en) | 2010-06-21 | 2011-12-22 | Sercel, Inc. | Dual Axis Geophones For Pressure/Velocity Sensing Streamers Forming a Triple Component Streamer |
US9784869B2 (en) | 2013-05-15 | 2017-10-10 | Pgs Geophysical As | Noise models by selection of transform coefficients |
US10591622B2 (en) | 2013-10-30 | 2020-03-17 | Pgs Geophysical As | Reconfigurable seismic sensor cable |
US10444386B2 (en) | 2014-08-29 | 2019-10-15 | Pgs Geophysical As | Methods and systems that determine a velocity wavefield from a measured pressure wavefield |
US9964656B2 (en) | 2014-08-29 | 2018-05-08 | Pgs Geophysical As | Methods and systems to remove particle-motion-sensor noise from vertical-velocity data |
Family Cites Families (59)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2923367A (en) * | 1952-10-06 | 1960-02-02 | Sun Oil Co | Method and apparatus for seismic surveying |
US2757356A (en) * | 1954-01-08 | 1956-07-31 | Texas Instruments Inc | Method and apparatus for canceling reverberations in water layers |
US3290645A (en) * | 1964-02-13 | 1966-12-06 | Whitehall Electronics Corp | Method and underwater streamer apparatus for improving the fidelity of recorded seismic signals |
US3689874A (en) * | 1964-11-12 | 1972-09-05 | Manus R Foster | Processing of geophysical data |
US3343626A (en) * | 1965-01-18 | 1967-09-26 | Pan American Petroleum Corp | Cancelling seismic multiple reflections by transmitting only the down-travelling seismic signals detected from the original transmitted signal |
US3299397A (en) * | 1965-03-08 | 1967-01-17 | Sonic Engineering Company | Underwater detector streamer apparatus for improving the fidelity of recorded seismic signals |
US3350683A (en) * | 1966-03-08 | 1967-10-31 | Mobil Oil Corp | Optimum detector type and depth in marine seismic exploration |
GB1316479A (en) * | 1970-11-23 | 1973-05-09 | Mobil Oil Corp | Seismic data records by frequency domain operation |
US3943484A (en) * | 1973-11-26 | 1976-03-09 | Avance Oil & Gas Company, Inc. | Method of attenuating unwanted seismic reflections in underwater seismic exploration |
US3979713A (en) * | 1974-08-19 | 1976-09-07 | Texaco Inc. | Method of marine reflection-type seismic exploration |
US4146871A (en) * | 1975-02-28 | 1979-03-27 | Mobil Oil Corporation | Determination of reflectivity and water depth for firing marine sources as an inverse distortion operator |
US4348749A (en) * | 1975-06-30 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Phase correcting seismic traces |
US4134097A (en) * | 1977-06-13 | 1979-01-09 | Shell Oil Company | Combination geophone-hydrophone |
CA1128189A (en) * | 1977-09-21 | 1982-07-20 | Standard Oil Company | Field fan filter |
US4234938A (en) * | 1977-10-25 | 1980-11-18 | Mobil Oil Corporation | Determination of reflectivity and water depth for marine seismic exploration |
CA1137205A (en) * | 1978-08-17 | 1982-12-07 | Roger W. Hutchins | Body motion compensation filter |
US4253164A (en) * | 1978-10-30 | 1981-02-24 | Western Geophysical Co. Of America | Multi-purpose seismic transducer |
US4296481A (en) * | 1979-12-17 | 1981-10-20 | Exploration Company | Streamer bulkhead |
US4380059A (en) * | 1980-08-20 | 1983-04-12 | Mobil Oil Corporation | F-K Filtering of multiple reflections from a seismic section |
US4486865A (en) * | 1980-09-02 | 1984-12-04 | Mobil Oil Corporation | Pressure and velocity detectors for seismic exploration |
US4477887A (en) * | 1981-09-08 | 1984-10-16 | Shell Oil Company | Low noise mounting for accelerometer used in marine cable |
US4437175A (en) * | 1981-11-20 | 1984-03-13 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
US4449208A (en) * | 1981-11-23 | 1984-05-15 | Mobil Oil Corporation | Lithologic studies utilizing acoustic wave attenuation |
US4520467A (en) * | 1982-03-18 | 1985-05-28 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
DE3373713D1 (en) * | 1982-06-28 | 1987-10-22 | Britoil Plc | Scaling of sound source signatures in underwater seismic exploration |
US4622519A (en) * | 1983-05-25 | 1986-11-11 | At&T Bell Laboratories | Multi-channel data signal combining arrangement |
US4581724A (en) * | 1983-12-12 | 1986-04-08 | Mobil Oil Corporation | Method for determining source and receiver statics in marine seismic exploration |
US4644508A (en) * | 1983-12-28 | 1987-02-17 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for selectively reinforcing detected seismic waves |
US4803666A (en) * | 1984-07-20 | 1989-02-07 | Standard Oil Company (Indiana), Now Amoco Corp. | Multisource multireceiver method and system for geophysical exploration |
US4903244A (en) * | 1984-07-20 | 1990-02-20 | Standard Oil Company (Now Amoco Corporation) | Multisource multireceiver method and system for geophysical exploration |
US5029146A (en) * | 1984-07-20 | 1991-07-02 | Amoco Corporation | Multisource multireceiver method and system for geophysical exploration |
US4817061A (en) * | 1984-07-20 | 1989-03-28 | Amoco Corporation | Seismic surveying technique for the detection of azimuthal variations in the earth's subsurface |
US4752916A (en) * | 1984-08-28 | 1988-06-21 | Dan Loewenthal | Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data |
US4622513A (en) * | 1984-09-28 | 1986-11-11 | Siemens Energy & Automation, Inc. | Gating of the thyristors in an arcless tap changing regulator |
US4733379A (en) * | 1984-10-15 | 1988-03-22 | Edo Corporation/Western Division | Line array transducer assembly |
US4658387A (en) * | 1984-11-23 | 1987-04-14 | Exxon Production Research Co. | Shallow water seismic energy source |
US4685090A (en) * | 1985-11-27 | 1987-08-04 | Raychem Corporation | Tubular article |
US4757480A (en) * | 1986-04-24 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method and apparatus for filtering seismic data |
US4794572A (en) * | 1986-09-30 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Acoustic well logging method and system for obtaining a measure of formation anisotropy |
US4888743A (en) * | 1986-10-30 | 1989-12-19 | Amoco Corporation | Method of seismic surveying for resolving the effects of formation anisotropy in shear wave reflection seismic data |
US4933913A (en) * | 1986-10-30 | 1990-06-12 | Amoco Corporation | Method of seismic surveying for resolving the effects of formation anisotropy in shear wave reflection seismic data |
US4736345A (en) * | 1987-03-27 | 1988-04-05 | Mobil Oil Corporation | Compliant spacer for a marine seismic streamer |
US5136554A (en) * | 1990-08-31 | 1992-08-04 | Amoco Corporation | Method of geophysical exploration |
US4912979A (en) * | 1987-10-14 | 1990-04-03 | Amoco Corporation | Method and apparatus for detecting and measuring elastic anisotropy |
US5027332A (en) * | 1987-10-14 | 1991-06-25 | Amoco Corporation | Method for geophysical exploration |
US4821241A (en) * | 1988-05-23 | 1989-04-11 | Teledyne Exploration Co. | Noise-cancelling streamer cable |
US4956822A (en) * | 1988-12-09 | 1990-09-11 | Barber Harold P | Method and apparatus for seismic exploration |
US4910716A (en) * | 1989-01-31 | 1990-03-20 | Amoco Corporation | Suppression of coherent noise in seismic data |
US4935903A (en) * | 1989-05-30 | 1990-06-19 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Reinforcement of surface seismic wavefields |
US4937793A (en) * | 1989-05-30 | 1990-06-26 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Processing method for marine seismic surveying utilizing dual streamers |
EG19158A (en) * | 1989-08-25 | 1996-02-29 | Halliburton Geophys Service | System for attenuation of water-column reverberation |
US4992993A (en) * | 1990-06-18 | 1991-02-12 | Western Atlas International, Inc. | Correction for variable water-column velocity in seismic data |
US5136552A (en) * | 1990-10-24 | 1992-08-04 | Amoco Corporation | Metod of geophysical exploration |
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 |
US5257241A (en) * | 1991-05-08 | 1993-10-26 | Atlantic Richfield Company | Method and system for acquisition of 3-dimensional marine seismic data |
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 |
US5251183A (en) * | 1992-07-08 | 1993-10-05 | Mcconnell Joseph R | Apparatus and method for marine seismic surveying utilizing adaptive signal processing |
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 |
-
1995
- 1995-04-07 US US08/418,507 patent/US5774416A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-04-04 GB GB9720450A patent/GB2314413B/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-04-04 AU AU57119/96A patent/AU699458B2/en not_active Expired
- 1996-04-04 WO PCT/US1996/004671 patent/WO1996031788A1/en active Application Filing
- 1996-04-06 EG EG29896A patent/EG21373A/xx active
-
1997
- 1997-10-06 NO NO19974621A patent/NO322791B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2314413A (en) | 1997-12-24 |
GB2314413A8 (en) | 1997-12-30 |
WO1996031788A1 (en) | 1996-10-10 |
GB9720450D0 (en) | 1997-11-26 |
US5774416A (en) | 1998-06-30 |
AU5711996A (en) | 1996-10-23 |
NO974621D0 (no) | 1997-10-06 |
NO974621L (no) | 1997-12-05 |
GB2314413B (en) | 1998-12-16 |
EG21373A (en) | 2001-09-30 |
AU699458B2 (en) | 1998-12-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO322791B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for demping av stoy i samplasserte hydrofon/geofon-data | |
WO1996031788A9 (en) | Method and device for attenuating water reverberation | |
US5621699A (en) | Apparatus and method of calibrating vertical particle velocity detector and pressure detector in a sea-floor cable with in-situ passive monitoring | |
AU720293B2 (en) | Noise filtering method for seismic data | |
US7782708B2 (en) | Source signature deconvolution method | |
US6654693B2 (en) | Angle dependent surface multiple attenuation for two-component marine bottom sensor data | |
US5193077A (en) | Method and apparatus for improved seismic prospecting | |
NO324727B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for a kontrollere kvaliteten pa behandlede seismiske data | |
RU2179732C2 (ru) | Способ снижения уровня помех на сейсмических трассах | |
NO332303B1 (no) | Fremgangsmate for bestemmelse av lokale bolgehoyder og akustisk sensor i marine seismiske signaler | |
NO332104B1 (no) | Fremgangsmate for utfiltrering av stoy fra seismiske signaler med diskret stoy | |
MX2009000314A (es) | Flujo de trabajo para procesar los datos sismicos del capturador. | |
AU2008275375A1 (en) | Efficient seismic data acquisition with source separation | |
NO328518B1 (no) | Fremgangsmate for behandling av dobbelt-sensor seismikkdata for a dempe stoy | |
US4799201A (en) | Methods and apparatus for reducing correlation sidelobe interference in seismic profiling systems | |
GB2449564A (en) | Suppressing ghosts in marine seismic data acquired from over/under streamers at independent x,y positions | |
US20100286922A1 (en) | Method for detecting and/or processing seismic signals | |
AU723276B2 (en) | Method for measuring the water bottom reflectivity | |
Ball et al. | Dual-sensor summation of noisy ocean-bottom data | |
Hoffe et al. | Analyzing the effectiveness of receiver arrays for multicomponent seismic exploration | |
EP0689064B1 (en) | Methods of adaptively reducing noise transients in co-sensor seismic signals | |
NO304086B1 (no) | Fremgangsmåte til behandling av seismiske data | |
EP0201643B1 (en) | Seismic noise suppression | |
GB2375606A (en) | Angle dependent surface multiple attenuation for two - component marine bottom sensor data | |
Stevens et al. | Infrasound scaling and attenuation relations from Soviet explosion data and instrument design criteria from experiments and simulations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |