NO336073B1 - Fremgangsmåte for seismisk prosessering, særlig for å kompensere dobbeltbrytning på seismiske traser - Google Patents

Fremgangsmåte for seismisk prosessering, særlig for å kompensere dobbeltbrytning på seismiske traser Download PDF

Info

Publication number
NO336073B1
NO336073B1 NO20033057A NO20033057A NO336073B1 NO 336073 B1 NO336073 B1 NO 336073B1 NO 20033057 A NO20033057 A NO 20033057A NO 20033057 A NO20033057 A NO 20033057A NO 336073 B1 NO336073 B1 NO 336073B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
traces
birefringence
hypothesis
seismic
layer
Prior art date
Application number
NO20033057A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20033057D0 (no
NO20033057L (no
Inventor
Robert Garotta
Original Assignee
Cggveritas Services Sa
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Cggveritas Services Sa filed Critical Cggveritas Services Sa
Publication of NO20033057D0 publication Critical patent/NO20033057D0/no
Publication of NO20033057L publication Critical patent/NO20033057L/no
Publication of NO336073B1 publication Critical patent/NO336073B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/58Media-related

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Crushing And Pulverization Processes (AREA)
  • Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)

Description

Oppfinnelsen angår feltet geofysikk.
Mer spesielt tilveiebringer den en fremgangsmåte for å kompensere for dobbeltbrytning i seismiske refleksjonsundersøkelser.
Dobbeltbrytning opptrer hver gang en skjærbølge passerer gjennom et elastisk område (eng: domain) som er påvirket av asimutal anisotropi: vibrasjonene blir så løst langs to vinkelrette akser av anisotropi, med vibrasjon Sl og vibrasjon S2 på de to aksene som forplanter seg med forskjellige hastigheter.
Hver gang en skjærbølge som til å begynne med var polarisert med polarisasjonen til ett lag passerer gjennom et dobbeltbrytende lag, blir den projisert på de to polarisasjonsretningene til det nye laget.
På denne måten blir antall komponenter i et signal multiplisert med to hver gang den passerer gjennom et lag som har dobbeltbrytende karakteristikker som er forskjellig fra de til det foregående laget.
Etter å ha passert gjennom et flertall slike dobbeltbrytende lag, blir den første bølgen S erstattet av to sekvenser av bølger, som hver er polarisert på anisotropiaksen til det siste mediet som skal passeres gjennom, med hver av disse sekvenser omfattende en sum av 2<n>_<1>komponenter, hvor n er antall laggrenseflater som bølgen har passert gjennom.
Når det siste laget forlates, blir dermed et sett av signalkomponenter oppnådd i en første polarisasjon sammen med et sett av signalkomponenter i den andre polarisasjonen.
I seismiske anvendelser, presenterer dobbeltbrytning to motsatte aspekter.
Den presenterer et positivt aspekt siden det teoretisk er mulig å utføre inversjon for hvert lag og oppnå orienteringen av anisotropiaksene og forsinkelsen mellom langsom forplantning og hurtig forplantning, og disse parametere er interessante ved leting etter olje (karakteriserer brudd).
Det er også tilstede et negativt aspekt siden kompleksiteten av den resulterende sekvensen av 2n bølger registrert av de seismiske sensorene forvirrer den endelige meldingen. Dobbeltbrytning må bli invertert ved beregning for å gjenvinne det fulle potensialet til undersøkelsen/letingen.
I spesifikasjonen under, representerer «dn», for hvert lag n som blir passert gjennom, tidsforsinkelsen introdusert mellom langsom forplantning S2 og hurtig forplantning Sl (hvor n er et heltall som svarer til en indeks for lagene); «an» svarer til vinkelen som eksisterer mellom den hurtige aksen til laget n-1 og den hurtige aksen til laget n.
Det er allerede kjent algoritmer som gjør det mulig å lete etter parameterne a og d relatert til å passere gjennom et enkelt lag.
Disse parameterne a og d blir generelt beregnet for trasedeler som har en varighet på omkring 100 millisekunder (ms) (R.M. Alford, 1986, «Shear data in the presence of azimuthal anisotropy» SEG exp. abs., sider 476-479; H.B. Lynn og Thomsen, 1990, «Reflection shear wave data collected near the principal axes of azimuthal anisotropy» Geophysics 55 (2), 147; L.A. Thomsen, I. Tsvankin, M.C. Mueller, 1995 «Layer stripping of azimuthal anisotropy from reflection shear wave data» SEG exp. abs., sidene 289-292; R.J. Garotta, «Detection of azimuthal anisotropy» 1989, SEG exp. abs., sidene 861-863).
Det vil forstås at kjente fremgangsmåter er begrenset og ikke er tilfredsstillende siden de ikke gjør det mulig å oppnå de ønskede parameterne raskt og på en pålitelig måte.
Særlig muliggjør det ikke at dobbeltbrytningsparametere kan bli beregnet over et stort antall lag.
En hensikt med oppfinnelsen er å løse disse ulemper og å foreslå en fremgangsmåte som er effektiv til å bestemme parameterne til et flertall dobbeltbrytende lag i undergrunnen (eng: subsoil).
For dette tilveiebringer fremgangsmåten en fremgangsmåte for seismisk prosessering for formålet å oppnå informasjon om geofysikken i undergrunnen, idet fremgangsmåten omfatter følgende trinn: a) å innsamle seismiske traser ved minst ett punkt på den underjordiske flaten eller i undergrunnen, idet de seismiske trasene tilsvarer i hvert tilfelle til to vinkelrette komponenter av en skjærbølge emittert inn under jorden og reflektert av forskjellige grenseflater deri;
b) å anvende en rekkefølge av transformasjoner (_L) på minst et tidsområde (eng: temporal portion) av trasene, idet disse transformasjonene er de inverse av
transformasjonene som det er antatt at bølgen har opplevd når den passerte gjennom en rekkefølge av lag i undergrunnen, idet denne operasjonen blir repetert for forskjellige hypoteser angående dobbeltbrytning i de forskjellige lagene;
c) for hver av disse hypotesene, å bestemme verdien av en parameter som er representativ for koherensen likheten mellom de resulterende traser oppnådd på
denne måten.
Andre karakteristikker, hensikter og fordeler med oppfinnelsen kommer til syne ved å lese den følgende detaljerte beskrivelsen med referanse til den medfølgende figur som er et vertikalt snitt gjennom jorden under overflaten som omfatter et flertall dobbeltbrytende lag.
Figuren viser en skjærbølge emittert ved overflaten fra en kilde S, sammen med et flertall mottakere R distribuert på overflaten for å plukke opp bølgene som blir reflektert ved de forskjellige grenseflatene mellom de forskjellige underjordiske lagene.
Generell teori
Når man betrakter et gitt lag n som er antatt å være dobbeltbrytende, løses skjærbølgen som passerer gjennom dette laget seg opp langs de to anisotropiaksene til dette laget til to skjærkomponenter Sin og S2n.
Operasjonen _Ln som angår skjærkomponenten til bølgen når den forlater nevnte lag n på komponentene Sln-1 og S2n-1 til nevnte bølge langs de to anisotropiaksene til det foregående laget, kan bli definert i formen av en matrise, f.eks. på følgende form:
hvor t er en stille variabel som representerer forplantningstid.
Denne operasjonen kan også bli skrevet:
og definerer passasjen av bølge S (Sl og S2) gjennom laget med indeks nummer n.
I matematiske termer, utgjør paret (Sin, S2n) et sett på hvilken transformasjonen _Ln definerer en ikke-abelsk gruppe, _Ln selv er definert av paret (an, dn).
Det nøytrale elementet tilsvarer (an = 0, dn = 0), og representerer et lag som ikke er dobbeltbrytende.
Ethvert element (ai, di) har en invers (-ai, -di). Det kan enkelt bli verifisert at:
Denne operasjonen er assosiativ.
Operasjonen er ikke kommutativ: de endelige polarisasjonene er definert av den nøytrale orienteringen av det siste laget som bølgen har passert gjennom.
En sekvens av n operasjoner (ai, di) tilveiebringer bildet av et par av seismiske traser registrert etter å ha passert gjennom n lag.
Prinsipper for den implementerte bestemmelsen
Når man betrakter et par av traser (Tl, T2) plukket opp ved overflaten av en gitt mottaker R, er det teoretisk mulig i kraft av den ovenfor beskrevne gruppestrukturen å definere sekvensen av par (ai, di) som svarer til paret av traser.
Det er foreslått å søke etter sekvensen av par (-ai, -di) ved hjelp av ikke-lineær optimalisering slik at når anvendt på trasene Tl, T2 returnerer disse til de «originale» trasene Sl og S2, hvor Sl tilsvarer til resultatet av å forplante seg gjennom lag hvor hastigheten alltid er de raske hastighetene til det dobbeltbrytende mediet, og hvor S2 er resultatet av å forplante seg tilsvarende alltid til de langsomme hastighetene.
Disse to teoretiske trasene Sl, S2 er identiske, når tidsforsinkelsen ignoreres.
Det er derfor foreslått å søke etter sekvenser av par (-ai, -di) hvor de inverse trasene Sl, S2 er de mest korrelerte.
Et konkret eksempel
Det er antatt at trasene ble innsamlet med tidsintervaller i området 100 ms eller større, f.eks.
To deler av traser Tl og T2 tilsvarende til et slikt tidsintervall blir samplet med en samplingsperiode som er i størrelsesorden 2 eller 4 ms.
Den iverse operasjonen _L blir anvendt i kaskade på disse trasedelene ved å bruke indeksen i og å ta i bruk en serie antatte par (-ai, -di).
Dette produserer en rekkefølge av prøvepar som definerer paret av traser som skal sammenlignes.
En «kostnads»funksjon blir beregnet på dette paret av traser, hvis funksjon er basert på mer eller mindre likhet av trasene i paret produsert av kaskaden av transformasjoner.
Ved hjelp av et eksempel er denne kostnadsfunksjonen en krysskorrelert funksjon, imidlertid kan den bli utformet mer generelt av enhver funksjon som virker til å kvantifisere koherens mellom to deler av traser.
Denne funksjonen blir beregnet for et flertall etterfølgende par (ai, di), som ikke desto mindre er valgt for å tilnærme optimalisering av parene (ai, di) (f.eks. ved å implementere en Monte Carlo metode).
Naturligvis blir parameterne ai og di valgt til å ha verdier som er fysisk mulige.
Vinkelen ai er dermed valgt for å ligge innenfor området -90° til +90°, og tidsoffsettet di er valgt å ligge i området -20 % til +20 % av tiden det tar å passere gjennom laget i som betraktes, eller over området -15 % til +15 %.
Mange prosesser kan bli sett for seg for å bestemme fra kostnadsfunksjonen hvilke etterfølgende par (ai, di) er etterfølgeren som optimaliserer likhet mellom trasene som oppnås.
I en første implementeringsvariant, blir kostnadsfunksjonsverdien oppnådd på denne måten sammenlignet med en gitt terskel og det betraktes at de resulterende trasene er like og at sekvensen av par (ai, di) som denne verdien er oppnådd for er den ønskede sekvensen, når kostnadsfunksjonen blir mindre enn (eller større enn) terskelen som den sammenlignes med.
Andelene av traser Sl og S2 oppnådd slik utgjør blokker av ledd som anisotropi har blitt eliminert fra. De reflekterer den geometriske kompleksiteten til fordelingen av lagene og de blir brukt for å studere fordelingen og oppførselsparameterne til nevnte lag.
I en annen variant er det betraktet at optimal likhet oppnås når kostnadsfunksjonen stagnerer, dvs. når den varierer bare med mengder som er under en gitt terskel.
For å identifisere slik stagnering, blir verdien av kostnadsfunksjonen beregnet ved den siste iterasjonen sammenlignet med én eller flere verdier av kostnadsfunksjonen som oppnådd på forhånd. Det blir bestemt om denne mest nylige oppnådde verdien ligger innenfor nærhetsområdet relativt til den tidligere oppnådde kostnad (kostnader).
I enda en annen variant blir beregninger reiterert med et flertall etterfølgende par (ai, di), kostnadsverdiene oppnådd ved slike beregninger blir sammenlignet med hverandre, og de etterfølgende par (ai, di) som produserer en kostnadsverdi som tilsvarer den beste likheten mellom to resulterende traser fra blant de forskjellige beregningene blir tatt opp som etterfølgelsen av orienteringsendring og tidsoffsettpar som er effektiv for de lagene.
Som det vil ha blitt forstått, uansett hvilken optimaliseringsmetode som brukes, når man undersøker undergrunnen i tre dimensjoner, er det praktiske resultatet en blokk av resultater i tre dimensjoner som uttrykker for hvert tilfelle og for hver overflateposisjon, den lokale orienteringen av de ulike raske aksene som reises langs etterfølgende (sekvens av parametere ai) og rekkefølge av forsinkelser mellom den raske orienteringen og den langsomme orienteringen (sekvens av parametere di).
Terningen oppnådd på denne måten kan bli assosiert med trasene Sl og S2, og med sammenligningsattributter mellom Sl og S2: amplituder, spektralt innhold, etc.
Dette fører til en tett terning av anisotropiattributter. Det er mulig å knytte denne terningen til et bilde som kan bli vist på en skjerm eller skrevet ut.

Claims (8)

1. Fremgangsmåte for seismisk prosessering for å oppnå informasjon om geofysikken til undergrunnen, omfattende følgende trinn: a) å innsamle seismiske traser ved minst ett punkt på den underjordiske flaten eller i undergrunnen, idet de seismiske trasene tilsvarer i hvert tilfelle til to vinkelrette komponenter av en skjærbølge emittert inn i undergrunnen og reflektert av forskjellige grenseflater deri;karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter trinnene; b) å anvende en rekkefølge av transformasjonene (J.) minst på et tidsområde av traser, hvilke transformasjoner er inverser av transformasjonene som det er antatt at bølgen har opplevd når den passerer gjennom en rekkefølge av lag i undergrunnen, idet denne operasjonen blir repetert for forskjellige hypoteser angående dobbeltbrytning i de forskjellige lagene; c) for hver av disse hypotesene, å bestemme en verdi av en parameter som er representativ for koherensen/likheten mellom de resulterende traser oppnådd på denne måten; og d) å velge som en funksjon av verdiene oppnådd på denne måten at én av hypotesene som betraktes som å være den mest representative for undergrunnen, de to resulterende traser oppnådd for nevnte hypotese er kompenserte traser for dobbeltbrytningen i undergrunnen.
2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat en hypotese som angår dobbeltbrytningen til et lag erkarakterisert vedminst én parameter som relaterer til orienteringen til dobbeltbrytningsaksene og av minst én parameter som angår forsinkelsen tildelt av nevnte lag mellom forplantning orientert på den hurtige aksen og forplantning orientert på den langsomme aksen, og at resultatene er representert eller vist i to dimensjoner eller tre dimensjoner med, for forskjellige deler av trasene, rekkefølger av verdier som tilsvarer til verdiene til nevnte parametere for en rekkefølge av lag som bølgen har passert gjennom og til den valgte hypotesen angående dobbeltbrytning.
3. Fremgangsmåte i henhold til krav 2, karakterisert vedat sammenligningsattributter blir bestemt på resultattrasene og representert eller vist sammen med verdiene for orientering og forsinkelsesparametere.
4. Fremgangsmåte i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat for å velge en dobbeltbrytningshypotese som er antatt å være den mest representative, blir verdien for parameteren som representerer koherens/likhet av de resulterende traser oppnådd for hver hypotese sammenlignet med en terskelverdi.
5. Fremgangsmåte i henhold til et av kravene 1-3, karakterisert vedat etterfølgende iterasjoner blir utført og i løpet av dette blir en ny dobbeltbrytningshypotese valgt for hver operasjon som en funksjon av verdien beregnet ved den foregående iterasjonen for parameteren representativ for koherens/likhet mellom resultattrasene oppnådd, og at for å velge dobbeltbrytningshypotesen som er antatt å være den mest representative, er det bestemt om verdien oppnådd for parameteren representativ for koherens/likhet mellom resultattrasene ved den aktuelle iterasjonen ligger innenfor et gitt nærhetsområde relativt til verdiene oppnådd for samme parameter i tidligere iterasjoner.
6. Fremgangsmåte i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat den blir implementert på trasedeler som har en varighet i størrelsesorden 100 ms eller lenger.
7. Fremgangsmåte i henhold til krav 6, karakterisert vedat trasedelene blir samplet med en samplingstid i størrelsesorden 2 eller 4 ms eller kortere, idet hver av samplingsintervallene eller grupper av etterfølgende intervaller tilsvarer til et lag som skal studeres.
8. Seismisk prosesseringsfremgangsmåte for å avsløre brudd i undergrunnen, idet fremgangsmåten er karakterisert vedat den implementerer en fremgangsmåte i henhold til et av de foregående krav.
NO20033057A 2001-11-08 2003-07-03 Fremgangsmåte for seismisk prosessering, særlig for å kompensere dobbeltbrytning på seismiske traser NO336073B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0114440A FR2831962B1 (fr) 2001-11-08 2001-11-08 Procede de traitement sismique, notamment pour la compensation de birefringence sur des traces sismiques
PCT/FR2002/003821 WO2003040758A1 (fr) 2001-11-08 2002-11-07 Procede de traitement sismique, notamment pour la compensation de birefringence sur des traces sismiques

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20033057D0 NO20033057D0 (no) 2003-07-03
NO20033057L NO20033057L (no) 2003-09-08
NO336073B1 true NO336073B1 (no) 2015-05-04

Family

ID=8869174

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20033057A NO336073B1 (no) 2001-11-08 2003-07-03 Fremgangsmåte for seismisk prosessering, særlig for å kompensere dobbeltbrytning på seismiske traser

Country Status (7)

Country Link
US (1) US7436735B2 (no)
AU (1) AU2002360167B2 (no)
CA (1) CA2466416C (no)
FR (1) FR2831962B1 (no)
GB (1) GB2397131B (no)
NO (1) NO336073B1 (no)
WO (1) WO2003040758A1 (no)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2577387C2 (ru) 2011-03-30 2016-03-20 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Скорость сходимости инверсии полного волнового поля при использовании формирования спектра
US9222350B2 (en) 2011-06-21 2015-12-29 Diamond Innovations, Inc. Cutter tool insert having sensing device
KR101915843B1 (ko) * 2016-06-29 2018-11-08 한국과학기술원 복굴절 매질을 이용한 영상 깊이 추정 방법 및 장치

Family Cites Families (70)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3668620A (en) 1969-07-25 1972-06-06 Continental Oil Co Method and apparatus for determination of seismic signal event coherence
US3638177A (en) 1969-07-25 1972-01-25 Continental Oil Co Method and apparatus for seismic signal velocity determination
US3713084A (en) 1970-06-08 1973-01-23 Petty Geophysical Eng Co Method of polarity determination of marine hydrophone streamers
US3714621A (en) 1970-12-30 1973-01-30 Continental Oil Co Method and apparatus for seismic gain control through seismic signal coherence
US3882446A (en) 1971-12-30 1975-05-06 Texas Instruments Inc Interactive horizon building, analysis and editing
US3786409A (en) 1972-08-07 1974-01-15 Teledyne Exploration Co Sweep signal seismic exploration
US4460059A (en) 1979-01-04 1984-07-17 Katz Lewis J Method and system for seismic continuous bit positioning
US4422165A (en) * 1981-02-11 1983-12-20 Mobil Oil Corporation Maximum likelihood estimation of the ratio of the velocities of compressional and shear waves
US4594691A (en) 1981-12-30 1986-06-10 Schlumberger Technology Corporation Sonic well logging
US4570246A (en) 1982-02-01 1986-02-11 Chevron Research Company Method for the interpretation of statistically-related seismic records to yield valuable characteristics, such as gas-bearing potential and lithology of strata
US4564927A (en) 1982-03-10 1986-01-14 Crocker National Bank Method and apparatus for testing seismic vibrators
US4785196A (en) 1983-03-07 1988-11-15 Conoco Inc. Method and apparatus for converting seismic traces to synthetic well logs
FR2558602B1 (fr) 1984-01-19 1986-05-30 Petroles Cie Francaise Procede d'obtention et de traitement informatique de donnees sismiques relevees aupres d'un puits d'exploration
US4679174A (en) 1984-04-26 1987-07-07 Western Geophysical Company Of America Method for seismic lithologic modeling
US4903244A (en) * 1984-07-20 1990-02-20 Standard Oil Company (Now Amoco Corporation) Multisource multireceiver method and system for geophysical exploration
US4779237A (en) 1984-08-27 1988-10-18 Amoco Corporation Method of geophysical exploration including processing and displaying seismic data to obtain a measure of subterranean formation rock properties
US4633400A (en) 1984-12-21 1986-12-30 Conoco Inc. Method for waveform feature extraction from seismic signals
FR2599508B1 (fr) * 1986-06-03 1989-08-04 Geophysique Cie Gle Procede de mesure de l'anisotropie de propagation ou de reflexion d'une onde transverse, notamment procede de prospection geophysique par mesure de l'anisotropie de propagation ou de reflexion des ondes de cisaillement dans les roches
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
US5136554A (en) * 1990-08-31 1992-08-04 Amoco Corporation Method of geophysical exploration
US4947381A (en) * 1987-12-21 1990-08-07 Atlantic Richfield Co Detection of subterranean anisotropy
US4954998A (en) 1989-01-23 1990-09-04 Western Atlas International, Inc. Method for reducing noise in drill string signals
US5060204A (en) * 1990-06-27 1991-10-22 Chevron Research And Technology Company Method of layer stripping to determine fault plane stress build-up
US5343421A (en) * 1990-12-19 1994-08-30 The Charles Stark Draper Laboratories, Inc. Self-biased ferroelectric space charge capacitor memory
US5214613A (en) * 1991-03-12 1993-05-25 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining properties of anisotropicelastic media
US6304675B1 (en) 1993-12-28 2001-10-16 Sandia Corporation Visual cluster analysis and pattern recognition methods
USRE38229E1 (en) 1994-12-12 2003-08-19 Core Laboratories Global N.V. Method and apparatus for seismic signal processing and exploration
US5563949A (en) 1994-12-12 1996-10-08 Amoco Corporation Method of seismic signal processing and exploration
US5930730A (en) 1994-12-12 1999-07-27 Amoco Corporation Method and apparatus for seismic signal processing and exploration
JPH11503927A (ja) 1995-01-23 1999-04-06 カマンウェルス・サイエンティフィック・アンド・インダストリアル・リサーチ・オーガナイゼイション 作像のための位相および/または振幅収差補正
US6120450A (en) 1995-01-23 2000-09-19 Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation Phase and/or amplitude aberration correction for imaging
US5610875A (en) * 1995-09-29 1997-03-11 Western Atlas International, Inc. 3-D converted shear wave rotation with layer stripping
US5835452A (en) * 1995-10-06 1998-11-10 Amoco Corporation Reflected shear wave seismic processes
US5831935A (en) 1996-03-05 1998-11-03 Chevron U.S.A. Inc. Method for geophysical processing and interpretation using seismic trace difference for analysis and display
US5724309A (en) 1996-03-06 1998-03-03 Chevron U.S.A. Inc. Method for geophysical processing and interpretation using instantaneous phase and its derivatives and their derivatives
US5884229A (en) 1996-06-10 1999-03-16 Exxon Production Research Company Method for measuring lateral continuity at a specified subsurface location from seismic data
US6160758A (en) 1996-06-28 2000-12-12 Scientific Innovations, Inc. Utilization of auto and cross-correlation functions in methods for locating a source of a primary signal and for localizing signals
US7274332B1 (en) 1996-09-09 2007-09-25 Tracbeam Llc Multiple evaluators for evaluation of a purality of conditions
US6961700B2 (en) 1996-09-24 2005-11-01 Allvoice Computing Plc Method and apparatus for processing the output of a speech recognition engine
US6141622A (en) 1996-11-15 2000-10-31 Union Oil Company Of California Seismic semblance/discontinuity method
US6131071A (en) 1996-12-06 2000-10-10 Bp Amoco Corporation Spectral decomposition for seismic interpretation
US5940778A (en) 1997-07-31 1999-08-17 Bp Amoco Corporation Method of seismic attribute generation and seismic exploration
US6128580A (en) * 1998-04-17 2000-10-03 Bp Amoco Corporation Converted-wave processing in many-layered anisotropic media
US5999486A (en) * 1998-07-23 1999-12-07 Colorado School Of Mines Method for fracture detection using multicomponent seismic data
US6138075A (en) 1998-08-05 2000-10-24 Landmark Graphics Corporation Methods and apparatus for analyzing seismic data
US7277758B2 (en) 1998-08-05 2007-10-02 Neurovista Corporation Methods and systems for predicting future symptomatology in a patient suffering from a neurological or psychiatric disorder
US7324851B1 (en) 1998-08-05 2008-01-29 Neurovista Corporation Closed-loop feedback-driven neuromodulation
GB9818875D0 (en) 1998-08-28 1998-10-21 Norske Stats Oljeselskap Method and apparatus for determining the nature of subterranean reservoirs
US6055482A (en) 1998-10-09 2000-04-25 Coherence Technology Company, Inc. Method of seismic signal processing
DE19904347C2 (de) 1999-02-03 2002-08-14 Henning Trappe Verfahren zur seismischen Datenverarbeitung
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
US6594585B1 (en) 1999-06-17 2003-07-15 Bp Corporation North America, Inc. Method of frequency domain seismic attribute generation
US7057741B1 (en) 1999-06-18 2006-06-06 Kla-Tencor Corporation Reduced coherence symmetric grazing incidence differential interferometer
DE19933717C1 (de) 1999-07-19 2001-01-11 Henning Trappe Verfahren zur seismischen Datenverarbeitung
FR2800170B1 (fr) * 1999-10-22 2002-01-11 Geophysique Cie Gle Perfectionnement aux procedes de traitement sismique
US6728165B1 (en) 1999-10-29 2004-04-27 Litton Systems, Inc. Acoustic sensing system for downhole seismic applications utilizing an array of fiber optic sensors
US6724319B1 (en) 1999-10-29 2004-04-20 Litton Systems, Inc. Acoustic sensing system for downhole seismic applications utilizing an array of fiber optic sensors
US6556921B1 (en) * 1999-11-08 2003-04-29 Board Of Regents For The University Of Texas System Determining vertical fractures in a stratum using scattered vertical and horizontal shear modes
US6625542B1 (en) * 1999-11-08 2003-09-23 Board Of Regents For The University Of Texas System Determining anisotropy in a stratum using scattered vertical and horizontal shear modes
GB9927052D0 (en) * 1999-11-17 2000-01-12 Geco As A marine seismic source
GC0000235A (en) 2000-08-09 2006-03-29 Shell Int Research Processing an image
US6597994B2 (en) 2000-12-22 2003-07-22 Conoco Inc. Seismic processing system and method to determine the edges of seismic data events
DE10142785C2 (de) 2001-08-31 2003-07-03 Henning Trappe Verfahren zur Bestimmung lokaler Ähnlichkeit aus seismischen 3D-Meßdaten
US6631327B2 (en) 2001-09-21 2003-10-07 Schlumberger Technology Corporation Quadrupole acoustic shear wave logging while drilling
US7069149B2 (en) 2001-12-14 2006-06-27 Chevron U.S.A. Inc. Process for interpreting faults from a fault-enhanced 3-dimensional seismic attribute volume
US7196634B2 (en) 2002-04-10 2007-03-27 Science Horizons, Inc. Systems for predicting earthquakes and methods of employing such systems
US6911931B2 (en) 2002-10-24 2005-06-28 The Regents Of The University Of California Using dynamic interferometric synthetic aperature radar (InSAR) to image fast-moving surface waves
US7280952B2 (en) 2003-01-28 2007-10-09 Conocophillips Company Well planning using seismic coherence
FR2850759B1 (fr) 2003-02-04 2005-03-11 Inst Francais Du Petrole Methode pour mesurer les similarites locales entre plusieurs cubes de traces sismiques
US6961673B2 (en) 2003-06-27 2005-11-01 Landmark Graphics Corporation Measuring discontinuity in seismic data

Also Published As

Publication number Publication date
GB2397131A (en) 2004-07-14
CA2466416A1 (fr) 2003-05-15
GB0410240D0 (en) 2004-06-09
NO20033057D0 (no) 2003-07-03
NO20033057L (no) 2003-09-08
FR2831962B1 (fr) 2004-06-25
AU2002360167B2 (en) 2008-01-24
US7436735B2 (en) 2008-10-14
WO2003040758A1 (fr) 2003-05-15
US20050013195A1 (en) 2005-01-20
CA2466416C (fr) 2013-07-09
FR2831962A1 (fr) 2003-05-09
GB2397131B (en) 2005-05-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Zerva et al. Spatial variation of seismic ground motions: An overview
Chávez‐García et al. On the correlation of seismic microtremors
Su et al. Application of the reverberation-ray matrix to the propagation of elastic waves in a layered solid
NO331526B1 (no) Fremgangsmate for 3D forstakket seismisk datamigrering
EA031826B1 (ru) Способ выполнения геофизической разведки
NO326450B1 (no) Fremgangsmate for marine seismiske undersokelser med flere vibratorer
NO157917B (no) Fremgangsmaate ved seismiske undersoekelser ved benyttelse av vibrasjonskilder.
Mahrooqi et al. Land seismic low frequencies: acquisition, processing and full wave inversion of 1.5-86 Hz
Schmidt et al. Spectral and modal representations of the Doppler‐shifted field in ocean waveguides
Muggleton et al. A shear wave ground surface vibration technique for the detection of buried pipes
AU2015203457A1 (en) Interference attenuation of a residual portion of seismic data
Chimoto et al. Predicted results of the velocity structure at the target site of the blind prediction exercise from microtremors and surface wave method as Step-1, Report for the experiments for the 6th international symposium on effects of surface geology on seismic motion
NO20130967A1 (no) Utforelse av omvendt tidsavbildning av akustiske og seismiske multikomponentdata
NO336073B1 (no) Fremgangsmåte for seismisk prosessering, særlig for å kompensere dobbeltbrytning på seismiske traser
Siderius et al. Multipath compensation in shallow water environments using a virtual receiver
Pettenati et al. Tests of source-parameter inversion of the US Geological Survey intensities of the Whittier Narrows 1987 earthquake
Lentas et al. Earthquake location based on Distributed Acoustic Sensing (DAS) as a seismic array
NL1019577C2 (nl) Werkwijze bestemd om reflectiereistijden te verkrijgen van een interpretatie van seismische gegevens van gemigreerde cilindrische golven.
Jeong et al. Genetic algorithm–based acoustic-source inversion approach to detect multiple moving wave sources of an arbitrary number
CN112684437B (zh) 一种基于时域warping变换的被动测距方法
Gasmi et al. Numerical homogenization of jointed rock masses using wave propagation simulation
Poppeliers Seismic wave gradiometry using the wavelet transform: Application to the analysis of complex surface waves recorded at the Glendora Array, Sullivan, Indiana, USA
Haney et al. Insight into the output of reverse-time migration: What do the amplitudes mean?
Deavenport et al. Acoustic modelling of a transient source in shallow water
Swidinsky et al. Transient Electromagnetic Imaging of Thin Resistive Targets–Applications for Gas Hydrate Assessment

Legal Events

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