NO327298B1 - Fremgangsmate for demping av reverberasjon ved hjelp av en trykk-hastighetsbunnkabel - Google Patents
Fremgangsmate for demping av reverberasjon ved hjelp av en trykk-hastighetsbunnkabel Download PDFInfo
- Publication number
- NO327298B1 NO327298B1 NO19985370A NO985370A NO327298B1 NO 327298 B1 NO327298 B1 NO 327298B1 NO 19985370 A NO19985370 A NO 19985370A NO 985370 A NO985370 A NO 985370A NO 327298 B1 NO327298 B1 NO 327298B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- result
- data
- sensor
- pressure
- absolute value
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 28
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 5
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- YBJHBAHKTGYVGT-ZKWXMUAHSA-N (+)-Biotin Chemical compound N1C(=O)N[C@@H]2[C@H](CCCCC(=O)O)SC[C@@H]21 YBJHBAHKTGYVGT-ZKWXMUAHSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- FEPMHVLSLDOMQC-UHFFFAOYSA-N virginiamycin-S1 Natural products CC1OC(=O)C(C=2C=CC=CC=2)NC(=O)C2CC(=O)CCN2C(=O)C(CC=2C=CC=CC=2)N(C)C(=O)C2CCCN2C(=O)C(CC)NC(=O)C1NC(=O)C1=NC=CC=C1O FEPMHVLSLDOMQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000364021 Tulsa Species 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000005311 autocorrelation function Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- 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
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Electrophonic Musical Instruments (AREA)
Description
Denne oppfinnelse vedrører seismisk profilering av formasjoner som ligger under vannansamlinger ved hjelp av trykkhastighets-bunnkabler.
Marinseismisk undersøkelse er et svært viktig verktøy for lokalisering av offshore-reservoarer. En kjent fremgangsmåte for marinseismisk under-søkelse omfatter anvendelse av en sjøbunnskabel som illustrert i fig. 1 (kjent teknikk). Undersøkelser med bruk av sjøbunnskabler er typisk anvendt i områder som omfatter mange hindre, slik som bore- og produksjons-plattformer. I denne metoden spresjflere mil av bunnkabler 11 (hvorav bare én er vist i fig. 1) langs sjøbunnen 13 ved fartøyet 15. Vanligvis spres flere kabler 11 parallelt, som vist i fig. 2. Bunnkabelen 11 er forsynt med flere sensorpar 17 anordnet med jevne mellomrom langs kabelen, og hvert sensorpar 17 omfatter en trykksensor (f.eks. en hydrofon) og en partikkel-hastighets-sensor (f.eks. en geofon). Akustisk energi genereres i nærheten av kabelen ved bruk av en luftkanon-gruppe eller en marin vibratorgruppe 19. Kildens bølger forplanter seg nedover gjennom grunnen og er delvis reflektert ved lag under overflaten (formasjon 21 i fig. 1) som viser akustisk impedanskontrast. De primært reflekterte bølger 23 forplanter seg oppover fra laget under overflaten, og trykkbølgene generert ved den oppovergående refleksjon er detektert ved sensorparene 17.
Seismiske undersøkelser med bruk av sjøbunnskabler vanskeliggjøres av sekundære bølger slik som bølger 25, kjent som "spøkelser" ("ghosts"), som mottas av sensorparene 17 som nedovergående refleksjoner etter refleksjonen ut av grensen mellom luft og vann på overflaten 29. Grensen mellom luft og vann er en effektiv reflektor og således er spøkelsene betydelige i amplitude og vanskelige å skille fra de primære bølger. Disse spøkelser påvirker data som er fremskaffet under undersøkelsen negativt ved å dempe noen frekvenser. I tillegg til dette, når vanndybden er stor vil de hakkene i de spektrale spøkelser falle i det seismiske sekvensbånd og påvirke den seismiske oppløsning drastisk. Oppløsningen kompliseres ytterligere av flerrefleksjonsbølger og vannlag-etterklang, slik som bølgen 27.
Hensikten med å anvende både hydrofoner og geofoner i sjøbunnskabelen er å utnytte forskjellene mellom disse to typer sensorer for å dempe de nedovergående bølger som omfatter spøkelsene og vannlag-etterklang. Deres svar til de primære refleksjoner er i fase, mens det er 180 o ute av fase for spøkelsene og etterklangene.
Fig. 3 illustrerer amplitude mot tid for hydrofonrespons på vannbunnen. For hydrofonen, er hydrofonresponsen definert som T ved tidspunktet t!
(primærbølge). Ved tidspunktet t2(første vannlag-etterklang), er hydrofonens respons -(l+r)T; ved tidspunktet t3(andre etterklang) er den r(l+r)T; og ved tidspunktet t4 (tredje etterklang), er den -r (l+r)T, hvor r ligger mellom 0 og 1, og utgjør vannbunnens reflektivitet ved hver mottakerbeliggenhet. Ytterligere etterklang fortsetter å avta i amplitude.
Geofonamplituden mot tidsrespons vises i fig. 3b. Amplituden ved ti er MT, hvor M er en skaleringsfaktor for sensibilitet, som er avhengig av den spesielle sensor som anvendes. Ved tidspunktet t2 er geofonresponsen (l-r)MT. Ved tidspunktet t3]er responsen -r(l-r)MT, og ved tidspunktet t4 er r<2>(l-2)MT.
Det fremgår av fig. 3a og 3b at mens den primære geofon- og hydrofonrespons er i fase, er responsene ti f l vannlag-etterklangene 180 oute av fase. Således kan demping av etterklang oppnås ved å legge sammen hydrofon-<p>g geofon-signalene etter at signalene er skalert på egnet måte. Teoretisk bør skaleringsfaktoren S=(l+r)/(l-r), hvor r er vannbunnens reflektivitet, anvendes til geofondata. Fastsettelse av vannbunnsreflektivitets-koeffisienten er avhengig av bunnmaterialets akustiske impedans. Således kan skaleringsfaktoren S variere blant forskjellige sensorpar-beliggenheter på samme kabel.
Det finnes flere kjente metoder for å avlede skaleringsfaktorer for geofonsignaler. US-patent nr. 5.235.554 beskriver en fremgangsmåte hvor en kalibreringsundersøkelse er brukt for å beregne et estimat av vannbunnens refleksjonskoeffisient. I en slik kalibreringsundersøkelse avfyres en lav-energikilde over hvert sensorpar, og skalaen fastsettes ut fra forholdet mellom toppene på de første ankomster av hydrofon- og geofonsignalene. Innsamlingen av disse undersøkelsesdata krever ytterligere tid og kostnader i tillegg til undersøkelsens datainnhentingsfase. US-patent nr. 5.396.472 beskriver en fremgangsmåte for å avlede vannbunnsrefleksjons-koeffisienten som eliminerer behovet for en separat kalibreringsundersøkelse, men som fører med seg komplisert matematikk omfattende å legge sammen trykk- og hastighetssignalene, å gange resultatene med den inverse Backus-operator, og deretter å løse for vannbunns-reflektivitet r ved anvendelse av en optimaliseringsalgoritme. US-patent nr. 5.365.492 beskriver en fremgangsmåte hvor hydrofonsignalet anvendes først for adaptivt å fjerne støy fra geofonsignalet, og deretter skaleres de rensede geofonsignaler med en skaleringsfaktor og de adderes til hydrofonsignalene. Deretter autokorreleres det resulterende signal, og den relative amplitude for den første auto-korrelasjonsfunksjons-sidesløyfe måles. Den optimale skaleringsfaktor for geofondataene finnes da ved å optimalisere verdien til skaleringsfaktoren i forhold til autokorrelasjonens første sidesløyfe-amplitude.
I et aspekt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for å generere en seismisk profil ved hjelp av en sjøbunnskabel som har i det minste ett sensorpar omfattende en trykksensor og en hastighetssensor, omfattende å generere en seismisk bølge for refleksjon fra jordlag; å samle inn trykkdata med trykksensoren og hastighetsdata med hastighetssensoren; å gange trykkdataene med den absolutte verdi til hastighetsdataene for å tilveiebringe et første resultat; å gange hastighetsdataene med den absolutte verdi til trykkdataene for å tilveiebringe et andre resultat; å addere det første og det andre resultat for å tilveiebringe et tredje resultat; å dele det tredje resultat på en faktor på 2 for å tilveiebringe et fjerde resultat; å dele det fjerde resultat på en sensitivitets-skaleringsfaktor; å registrere et positivt/negativt fortegn for det fjerde resultat; å ta kvadratroten til den absolutte verdi av det fjerde resultat for å tilveiebringe et femte resultat; å erstatte det positive/negative fortegn for det fjerde resultat i det femte resultat for å tilveiebringe et sjette resultat; og å innlemme det sjette resultat i den seismiske profil.
I et annet aspekt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for å generere en seismisk profil ved hjelp av en sjøbunnskabel med et første sensorpar og et andre sensorpar, hvor hvert av det første og andre sensorpar omfatter en trykksensor og en hastighetssensor, omfattende å generere en seismisk bølge for refleksjon fra jordlag; å samle inn trykkdata med trykksensorene og hastighetsdata med hastighetssensorene; å gange trykkdataene fra det første sensorpar med den absolutte verdi til hastighetsdataene fra det andre sensorpar for å tilveiebringe et første resultat; å gange hastighetsdataene fra det første sensorpar med den absolutte verdi til trykkdataene fra det første sensorpar for å tilveiebringe et andre resultat; å legge sammen det første resultat og det andre resultat for å tilveiebringe et tredje resultat; å dele det tredje resultat på en faktor på 2 for å tilveiebringe et fjerde resultat; å dele det fjerde resultat på en sensibilitetsskaleringsfaktor; å registrere et positivt/negativt fortegn for det fjerde resultat; å ta kvadratroten til den absolutte verdi av det fjerde resultat for å tilveiebringe et femte resultat; å erstatte det positive/negative fortegn til det fjerde resultat i det femte resultat for å tilveiebringe et sjette resultat; å gange trykkdataene fra det andre sensorpar med den absolutte verdi til hastighetsdataene fra det andre sensorpar for å tilveiebringe et syvende resultat; å gange hastighetsdataene fra det andre sensorpar med den absolutte verdi til trykkdataene fra det andre sensorpar for å tilveiebringe et åttende resultat; å legge sammen det syvende og det åttende resultat for å tilveiebringe et niende resultat; å dele det niende resultat med en faktor på 2 for å tilveiebringe et tiende resultat; å dele det tiende resultat med en sensitivitetsskaleringsfaktor; å registrere et positivt/- negativt fortegn for det tiende resultat; å ta kvadratroten av den absolutte verdi til det tiende resultat for å tilveiebringe et ellevte resultat; å erstatte det positive/negative fortegn for det tiende resultat i det ellevte resultat for å tilveiebringe et tolvte resultat; og å innlemme det sjette resultat og det tolvte resultat i den seismiske profil.
I et ytterligere aspekt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for å dempe etterklang i seismiske data, hvor de seismiske data omfatter trykkdata og hastighetsdata med etterklang, omfattende å lese trykkdata fra minst én trykksensor; å lese hastighetsdata fra minst én hastighetssensor; og å prosessere trykkdata og hastighetsdata for å tilveiebringe sammensatte data hvor etterklangen er dempet, og omfattende trinnene: å gange trykkdataene med hastighetsdataenes absolutte verdi for å tilveiebringe et første resultat; å gange hastighetsdataene med trykkdataenes absolutte verdi for å tilveiebringe et andre resultat; å legge sammen det første og det andre resultat for å tilveiebringe et tredje resultat; å dele det tredje resultat på en faktor på 2 for å tilveiebringe et fjerde resultat; å dele det fjerde resultat på en sensitivitets-skaleringsfaktor; å registrere positive/negative fortegn for det fjerde resultat; å ta kvadratroten til den absolutte verdi til det fjerde resultat for å tilveiebringe et femte resultat; og å erstatte det positive/negative fortegn for det fjerde resultat for å tilveiebringe nevnte sammensatte data.
Oppfinnelsen vil nå beskrives ved hjelp av de vedlagte tegninger, hvor: Fig. 1 illustrerer en konvensjonell sjøbunnskabelmetode;
fig. 2 illustrerer en gruppe sjøbunnskabler som er parallelle med hverandre;
fig. 3a og 3b er diagrammer som illustrerer hydrofon- og geofon-respons ved vannbunnen;
fig. 4 er et flytskjema som illustrerer en fremgangsmåte ifølge en utførelse av oppfinnelsen;
fig. 5a-5c er diagrammer som illustrerer resultater oppnådd fra responsene vist i fig. 3a og 3b ved anvendelse av en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen;
fig. 6 er et diagram av hydrofon-geofon-primære refleksjonsdata med etterklang; og
fig. 7 er et diagram av dataene i fig. 6 etter anvendelse av en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen.
De foretrukne utførelser av oppfinnelsen vil nå beskrives med henvisning til de vedlagte tegninger.
Oppfinnelsen tillater at uønsket etterklang i sjøbunnskabel- (OBC) data dempes uten behov for å fastsette vannbunnsreflektivitet og uten å kreve kompliserte matematiske operasjoner. Data samles inn ved en hvilken som helst kjent metode, omfattende f.eks. metoden vist i kjent teknikk i fig. 1 og 2.
Fig. 4 er et flytskjema av trinnene anvendt for å dempe etterklangene ifølge en utførelse av oppfinnelsen. Først dannes en seismisk bølge (51) og data registreres ved hjelp av med trykk- og partikkelhastighetssensorer (53). Når dataene er samlet inn ganges trykkresponssignalet med den absolutte verdi til hastighetssignalet (55) ved hvert tidspunkt t, og et resultat tilveiebringes som vist i fig. 5a. Det kombinerte primærbølge-responssignal ved ti har nå en amplitude på MT<2>; ved t2er amplituden til signalet -M(l-r<2>)T<2>; ved t3er amplituden til signalet Mr (1-r )T ; og endelig, ved t4>er amplituden til signalet lik -Mr4(l-r2)T2 (ytterligere etterklang er ikke vist).
På samme måte er responssignalet fra hastighetssensoren ganget med den absolutte verdi til trykksignalet (57) for hver verdi av tid t. Fig. 5b viser resultatet av denne operasjon. Kombinerte primærbølge-responssignaler ved tid ti har en amplitude på MT , identisk med amplituden til det primære bølgeresponssignal i fig. 5a. Ved tid t2er amplituden til det kombinerte responssignal for den første etterklang lik M(l-r<2>)T<2>; ved t3er amplituden til det kombinerte responssignal -Mr (1-r )T ; ved t4er amplituden Mr (1-r )T .
Som man kan se utfra fig. 5a og 5b, har multiplikasjonsprosessen gjort at alle etterklanger har identiske amplituder, men motsatte polariteter som vist ved deres positive/negative fortegn. Addering av disse signaler ved hvert tidsintervall (59) resulterer i et diagram med bare ett responssignal plassert ved ti med en størrelse på 2MT . Dette resultatet vises i fig. 5c. Dette resulterende signalet er en funksjon av det primære signal alene; all etterklang er utlignet av de respektive motstykker. Dette signal deles deretter med to (61) og med sensitivitetsskaleringsfaktoren M (63). Sensitivitetsskaleringsfaktoren M er bare avhengig av type sensorer anvendt i bunnkabelen og dette spesifiseres av sjøbunnskabelens produsent. Ved å ta kvadratroten til den absolutte verdi av dette siste resultat (65), tilveiebringes den virkelige amplitude til det primære signal. Ved å erstatte fortegnet som var tilstede før man beregnet den absolutte verdi i det forrige trinn (67), tilveiebringes den riktige polaritet for signalet. Dette resultatet innlemmes da i en seismisk profil (69). Fig. 6 illustrerer syntetiske OBC-data omfattende seks datagrupper (73, 75, 77, 79 og 81). Hver gruppe omfatter én eller flere primære refleksjoner 83 og flere etterklang 85. Det er klart utfra data vist i fig. 6 at etterklangene 85 er betydelige i amplitude og vil alvorlig fordreie en hvilken som helst seismisk profil tilveiebrakt ved anvendelse av disse data hvis ikke de er riktig dempet. Fig. 7 viser dataene i fig. 6 etter anvendelse av metoden beskrevet tidligere og illustrert i fig. 4. Som det vises klart foreligger bare de primære bølger 83 i dataene på fig. 7. Således kan en mye høyere oppløsning oppnås i den seismiske profil, uten behov for kostbare operasjoner for å fastsette en skaleringsfaktor for hver mottakerposisjon i undersøkelsen. Når disse data er tilveiebrakt med dempede etterklang, er prosessering av de seismiske data enkel. Prosesseringstrinnene for å omdanne slike data som data vist i fig. 7 til en endelig seismisk profil som kan være geologisk tolket er kjent og vil således ikke beskrives i detalj her. For eksempel kan disse omfatte dekonvolusjon, statiske rettelser, hastighetsfastsettelse, normale "moveout"-rettelser, "dip moveouf-rettelser, stakking og migrering. En detaljert beskrivelse av seismisk dataprosessering kan finnes i en hvilken som helst av 'flere tekster om dette, omfattende f.eks. "Seismic data processing" av Oz Yilmaz (Society of Exploration Geophysicists, Tulsa, Oklahoma, 1987). Flere utførelser av oppfinnelsen har vært vist og beskrevet. Imidlertid er ikke oppfinnelsen begrenset til dette, men den er helst begrenset bare av rammen til de vedlagte patentkrav.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for å generere en seismisk profil ved anvendelse av en sjøbunnskabel som har i det minste ett sensorpar omfattende en trykksensor og en hastighetssensor,
karakterisert ved: å generere en seismisk bølgerefleksjon fra jordlag; å samle inn trykkdata med trykksensoren og hastighetsdata med hastighetssensoren:
å gange trykkdataene med den absolutte verdi for hastighetsdataene for å tilveiebringe et første resultat;
å gange hastighetsdataene med den absolutte verdi til trykkdataene for å tilveiebringe et andre resultat;
å addere det første resultat og det andre resultat for å tilveiebringe et tredje resultat;
å dele det tredje resultat med en faktor på 2 for å tilveiebringe et fjerde resultat;
å dele det fjerde resultat med en sensibilitetsskaleringsfaktor;
å registrere positive/negative fortegn for det fjerde resultat;
å ta kvadratroten til den absolutte verdi av det fjerde resultat for å tilveiebringe et femte resultat;
å erstatte det positive/negative fortegn til det fjerde resultat i det femte resultat for å tilveiebringe et sjette resultat; og
å innlemme det sjette resultat i den seismiske profil.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat hastighetssensoren er en geofon.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert vedat trykksensoren er en hydrofon.
4. Fremgangsmåte for å generere en seismisk profil ved anvendelse av en sjøbunnskabel med et første sensorpar og et andre sensorpar, idet hvert av det første og andre sensorpar omfatter en trykksensor og en hastighetssensor,karakterisert vedat den omfatter: å generere en seismisk bølge for refleksjon fra jordlag; å samle inn trykkdata med trykksensorene og hastighetsdata med hastighetssensorene; å gange hastighetsdataene fra det første sensorpar med den absolutte verdi til hastighetsdataene fra det første sensorpar for å tilveiebringe et første resultat; å gange hastighetsdata fra det første sensorpar med den absolutte verdi til hastighetsdata fra det første sensorpar for å tilveiebringe et andre resultat; å addere det første resultat og det andre resultat for å tilveiebringe et tredje resultat; å dele det tredje resultat med en faktor på 2 for å tilveiebringe et fjerde resultat; å dele det fjerde resultat med en sensitivitetsskaleringsfaktor; å registrere et positivt/negativt fortegn for det fjerde resultat; å ta kvadratroten til den absolutte verdi av det fjerde resultat for å tilveiebringe et femte resultat; å erstatte det positive/negative fortegn for det fjerde resultat i det femte resultat for å tilveiebringe et sjette resultat; å gange trykkdataene fra det andre sensorpar med den absolutte verdi til hastighetsdataene fra det andre sensorpar for å tilveiebringe et syvende resultat; å gange hastighetsdataene fra det andre sensorpar med den absolutte verdi til trykkdataene fra det andre sensorpar for å tilveiebringe et åttende resultat; å addere det syvende resultat og det åttende resultat for å tilveiebringe et niende resultat; å dele det niende resultat med en faktor på 2 for å tilveiebringe et tiende resultat; å dele det tiende resultat med en sensitivitetsskaleringsfaktor; å registrere et positivt/negativt fortegn for det tiende resultat; å ta kvadratroten til den absolutte verdi av det tiende resultat for å tilveiebringe et ellevte resultat; å erstatte det positive/negative fortegn for det tiende resultat i det ellevte resultat for å tilveiebringe et tolvte resultat; og å innlemme det sjette resultat og det tolvte resultat i den seismiske profil.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert vedat den ytterligere omfatter å anvende en andre sjøbunnskabel med et første sensorpar og et andre sensorpar, idet hvert av det første og andre sensorpar omfatter en trykksensor og en hastighetssensor.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 4 eller 5,
karakterisert vedat hver hastighetssensor er en geofon.
7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av krav 5-6,karakterisert vedat trykksensoren er en hydrofon.
8. Fremgangsmåte for å dempe etterklang i seismiske data, idet de seismiske data omfatter trykkdata og hastighetsdata omfattende etterklang,karakterisert ved: å lese trykkdata fra i det minste én trykksensor; å lese hastighetsdata fra i det minste én hastighetssensor; å prosessere trykkdataene og hastighetsdataene for å tilveiebringe sammensatte data med redusert etterklang, omfattende trinnene: å gange trykkdataene med den absolutte verdi til hastighetsdataene for å tilveiebringe et første resultat; å gange hastighetsdataene med den absolutte verdi til trykkdataene for å tilveiebringe et andre resultat; å addere det første og andre resultat for å tilveiebringe et tredje resultat; å dele det tredje resultat med en faktor på 2 for å tilveiebringe et fjerde resultat; å dele det fjerde resultat med en sensitivitetsskaleringsfaktor; å registrere et positivt/negativt fortegn for det fjerde resultat; å ta kvadratroten til den absolutte verdi av det fjerde resultat for å tilveiebringe et femte resultat; og å erstatte det positive/negative fortegn for det fjerde resultat i et femte resultat for å tilveiebringe et sjette resultat.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert vedat den eller hver hastighetssensor er en geofon.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 8 eller 9,
karakterisert vedat den eller hver trykksensor er en hydrofon.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/650,325 US5621700A (en) | 1996-05-20 | 1996-05-20 | Method for attenuation of reverberations using a pressure-velocity bottom cable |
| PCT/IB1997/000435 WO1997044685A1 (en) | 1996-05-20 | 1997-04-24 | Method for attenuation of reverberations using a pressure-velocity bottom cable |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO985370D0 NO985370D0 (no) | 1998-11-18 |
| NO985370L NO985370L (no) | 1999-01-20 |
| NO327298B1 true NO327298B1 (no) | 2009-06-02 |
Family
ID=24608423
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19985370A NO327298B1 (no) | 1996-05-20 | 1998-11-18 | Fremgangsmate for demping av reverberasjon ved hjelp av en trykk-hastighetsbunnkabel |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5621700A (no) |
| EP (1) | EP0900393B1 (no) |
| AU (1) | AU710826B2 (no) |
| CA (1) | CA2255631C (no) |
| GB (1) | GB2326945B (no) |
| NO (1) | NO327298B1 (no) |
| WO (1) | WO1997044685A1 (no) |
Families Citing this family (32)
| 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 |
| FR2743897B1 (fr) * | 1996-01-23 | 1998-04-10 | Geophysique Cie Gle | Procede de prospection sismique marine au moyen d'un couple de capteurs hydrophone et geophone |
| US5774417A (en) * | 1996-10-25 | 1998-06-30 | Atlantic Richfield Company | Amplitude and phase compensation in dual-sensor ocean bottom cable seismic data processing |
| US6021092A (en) * | 1997-06-09 | 2000-02-01 | Western Atlas International, Inc. | Method for deriving surface consistent reflectivity map from dual sensor seismic data |
| GB9800741D0 (en) * | 1998-01-15 | 1998-03-11 | Geco As | Multiple attenuation of multi-component sea-bottom data |
| US5991238A (en) * | 1998-06-09 | 1999-11-23 | Western Atlas International, Inc. | Weighted backus filter method of combining dual sensor traces |
| US6246637B1 (en) * | 1998-09-28 | 2001-06-12 | Pgs Tensor, Inc. | Method and system for combining three component seismic data |
| GB9906456D0 (en) * | 1999-03-22 | 1999-05-12 | Geco Prakla Uk Ltd | Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data |
| AU3479402A (en) * | 2000-12-07 | 2002-06-18 | Westerngeco As | A method of and apparatus for processing seismic data |
| BR0210003A (pt) * | 2001-05-25 | 2004-04-13 | Exxonmobil Upstream Res Co | Supressão de múltiplos de fundo de águas fechadas e de múltiplos de réplicas para dados sìsmicos do fundo do oceano |
| GB2384053B (en) * | 2002-01-11 | 2005-09-14 | Westerngeco Ltd | A method of and apparatus for processing seismic data |
| US7239577B2 (en) * | 2002-08-30 | 2007-07-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
| US6704244B1 (en) * | 2002-10-08 | 2004-03-09 | Pgs Americas, Inc. | Method for acquiring and processing seismic survey data using ocean bottom cables and streamers |
| US7123543B2 (en) * | 2003-07-16 | 2006-10-17 | Pgs Americas, Inc. | Method for seismic exploration utilizing motion sensor and pressure sensor data |
| GB2405473B (en) * | 2003-08-23 | 2005-10-05 | Westerngeco Ltd | Multiple attenuation method |
| US6943729B2 (en) * | 2003-10-01 | 2005-09-13 | S5 Wireless, Inc. | Method and system for time difference of arrival (TDOA) location services |
| 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 |
| US7139217B2 (en) * | 2004-05-27 | 2006-11-21 | Pgs Americas, Inc. | Water bottom cable seismic survey cable and system |
| US20060133202A1 (en) * | 2004-12-22 | 2006-06-22 | Tenghamn Stig R L | Motion sensors in a marine seismic streamer |
| US7477992B2 (en) * | 2005-02-18 | 2009-01-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for combining seismic data sets |
| US7768869B2 (en) * | 2005-05-05 | 2010-08-03 | Pgs Americas, Inc. | Method for deghosting and water layer multiple reflection attenuation in marine seismic data |
| US7167413B1 (en) | 2006-05-01 | 2007-01-23 | Input/Output | Towed streamer deghosting |
| US7599798B2 (en) * | 2006-09-11 | 2009-10-06 | Westerngeco L.L.C. | Migrating composite seismic response data to produce a representation of a seismic volume |
| US7676327B2 (en) | 2007-04-26 | 2010-03-09 | Westerngeco L.L.C. | Method for optimal wave field separation |
| US8553490B2 (en) | 2007-11-09 | 2013-10-08 | Pgs Geophysical As | Array grouping of seismic sensors in a marine streamer for optimum noise attenuation |
| US7675812B2 (en) * | 2008-06-30 | 2010-03-09 | Pgs Geophysical As | Method for attenuation of multiple reflections in seismic data |
| US9110191B2 (en) * | 2009-03-30 | 2015-08-18 | Westerngeco L.L.C. | Multiple attenuation for ocean-bottom seismic data |
| EP2526444B1 (en) * | 2010-01-22 | 2020-09-09 | ION Geophysical Corporation | Seismic system with ghost and motion rejection |
| US20110310698A1 (en) | 2010-06-21 | 2011-12-22 | Sercel, Inc. | Dual Axis Geophones For Pressure/Velocity Sensing Streamers Forming a Triple Component Streamer |
| DK178490B1 (en) | 2010-09-02 | 2016-04-18 | Ion Geophysical Corp | Multi-component, acoustic-wave sensor and methods |
| US9335430B2 (en) | 2012-07-18 | 2016-05-10 | Pgs Geophysical As | Wave field separation by mixed domain inversion |
| CA2906731C (en) | 2013-03-14 | 2021-07-27 | Ion Geophysical Corporation | Seismic sensor devices, systems, and methods including noise filtering |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2757356A (en) * | 1954-01-08 | 1956-07-31 | Texas Instruments Inc | Method and apparatus for canceling reverberations in water layers |
| US2992694A (en) * | 1955-01-17 | 1961-07-18 | Socony Mobil Oil Co Inc | Time delayed directional seismograph |
| US3943484A (en) * | 1973-11-26 | 1976-03-09 | Avance Oil & Gas Company, Inc. | Method of attenuating unwanted seismic reflections in underwater seismic exploration |
| US4486865A (en) * | 1980-09-02 | 1984-12-04 | Mobil Oil Corporation | Pressure and velocity detectors for seismic exploration |
| US4405036A (en) * | 1980-12-11 | 1983-09-20 | Marathon Oil Company | Seafloor velocity and amplitude measurement apparatus method |
| US4516227A (en) * | 1981-12-04 | 1985-05-07 | Marathon Oil Company | Subocean bottom explosive seismic system |
| US4520467A (en) * | 1982-03-18 | 1985-05-28 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
| US4558437A (en) * | 1982-04-05 | 1985-12-10 | Marathon Oil Company | Seafloor velocity and amplitude measurement apparatus and method therefor |
| US4648080A (en) * | 1984-06-15 | 1987-03-03 | Western Geophysical Company | Method for determining the far field signature of a marine seismic source from near-field measurements |
| US4992992A (en) * | 1988-10-21 | 1991-02-12 | Western Atlas International, Inc. | Processing for seismic data from slanted cable |
| US5253217A (en) * | 1989-04-14 | 1993-10-12 | Atlantic Richfield Company | Method for seismic exploration including compensation for near surface effects |
| 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 |
| US4958328A (en) * | 1989-07-24 | 1990-09-18 | Texaco Inc. | Marine walkaway vertical seismic profiling |
| EG19158A (en) * | 1989-08-25 | 1996-02-29 | Halliburton Geophys Service | System for attenuation of water-column reverberation |
| NO168557C (no) * | 1989-10-26 | 1992-03-04 | Norske Stats Oljeselskap | Seismisk anordning. |
| US5051961A (en) * | 1989-10-26 | 1991-09-24 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for seismic survey including using vertical gradient estimation to separate downgoing seismic wavefield |
| US5235554A (en) * | 1991-03-11 | 1993-08-10 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method for correcting impulse response differences of hydrophones and geophones as well as geophone coupling to the water-bottom in dual-sensor, bottom-cable seismic operations |
| US5163028A (en) * | 1991-09-27 | 1992-11-10 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method for correcting impulse response differences of hydrophones and geophones as well as geophone coupling to the water-bottom in dual-sensor, bottom-cable seismic operations |
| US5365492A (en) * | 1993-08-04 | 1994-11-15 | Western Atlas International, Inc. | Method for reverberation suppression |
| US5396472A (en) * | 1993-09-24 | 1995-03-07 | Western Atlas International | Method for deriving water bottom reflectivity in dual sensor seismic surveys |
-
1996
- 1996-05-20 US US08/650,325 patent/US5621700A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-04-24 EP EP97915653A patent/EP0900393B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-04-24 CA CA002255631A patent/CA2255631C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-04-24 AU AU23047/97A patent/AU710826B2/en not_active Ceased
- 1997-04-24 GB GB9822606A patent/GB2326945B/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-04-24 WO PCT/IB1997/000435 patent/WO1997044685A1/en active IP Right Grant
-
1998
- 1998-11-18 NO NO19985370A patent/NO327298B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB9822606D0 (en) | 1998-12-09 |
| NO985370D0 (no) | 1998-11-18 |
| NO985370L (no) | 1999-01-20 |
| WO1997044685A1 (en) | 1997-11-27 |
| GB2326945B (en) | 2000-11-22 |
| CA2255631A1 (en) | 1997-11-27 |
| EP0900393A1 (en) | 1999-03-10 |
| GB2326945A (en) | 1999-01-06 |
| US5621700A (en) | 1997-04-15 |
| CA2255631C (en) | 2000-09-19 |
| EP0900393B1 (en) | 2002-01-30 |
| AU710826B2 (en) | 1999-09-30 |
| AU2304797A (en) | 1997-12-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO327298B1 (no) | Fremgangsmate for demping av reverberasjon ved hjelp av en trykk-hastighetsbunnkabel | |
| US4752916A (en) | Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data | |
| US5173880A (en) | Method of generating seismic wavelets using seismic range equation | |
| US6654693B2 (en) | Angle dependent surface multiple attenuation for two-component marine bottom sensor data | |
| EP2180346B1 (en) | Method for Combining Pressure and Motion Seismic Signals from Streamers where Sensors are not at a Common Depth | |
| CN101556339B (zh) | 对不规则接收机位置海洋地震拖缆数据进行消重影的方法 | |
| EP2249182B1 (en) | Method for calculation of seismic attributes from seismic signals | |
| US5696734A (en) | Method and system for eliminating ghost reflections from ocean bottom cable seismic survey signals | |
| US20060250890A1 (en) | Method for deghosting and water layer multiple reflection attenuation in marine seismic data | |
| US20050195686A1 (en) | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers | |
| US5740125A (en) | Cross-well connectivity mapping including separation of compressional and shear wave energy | |
| US5991238A (en) | Weighted backus filter method of combining dual sensor traces | |
| CA2733699A1 (en) | Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers | |
| US5963507A (en) | Method for improving the accuracy of ocean bottom reflectivity estimations using the inverse backus filter | |
| EP2299296A1 (en) | Method for Combining Signals of Pressure and Particle Motion Sensors in Marine Seismic Streamers | |
| NO318869B1 (no) | Fremgangsmate for maling av bunn-reflektivitet | |
| US20080144435A1 (en) | Deep low frequency towed-array marine survey | |
| US6246637B1 (en) | Method and system for combining three component seismic data | |
| US5442591A (en) | Method for adaptively suppressing noise transients in summed co-sensor seismic recordings | |
| WO1997037246A1 (en) | Bottom-referenced seismic cable with vertical hydrophone arrays | |
| US6263285B1 (en) | Amplitude spectra estimation | |
| Poletto et al. | Seismic acquisition and processing of onshore dual fields by a reciprocal experiment | |
| Robinson | REMOTE DETECTION USING DUAL SENSORS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |