NO337755B1 - Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere - Google Patents
Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere Download PDFInfo
- Publication number
- NO337755B1 NO337755B1 NO20050530A NO20050530A NO337755B1 NO 337755 B1 NO337755 B1 NO 337755B1 NO 20050530 A NO20050530 A NO 20050530A NO 20050530 A NO20050530 A NO 20050530A NO 337755 B1 NO337755 B1 NO 337755B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- signal
- particle
- sensors
- frequency
- pressure
- Prior art date
Links
- 239000002245 particle Substances 0.000 title claims description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 57
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 35
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 25
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 238000009954 braiding Methods 0.000 claims 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 6
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 2
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/284—Application of the shear wave component and/or several components of the seismic signal
-
- 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
- G01V1/366—Seismic filtering by correlation of seismic signals
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Force Measurement Appropriate To Specific Purposes (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Measurement Of The Respiration, Hearing Ability, Form, And Blood Characteristics Of Living Organisms (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Denne oppfinnelsen vedrører geofysiske prospektering. Spesielt angår oppfinnelsen marinseismiske undersøkelser. Spesifikt utgjør oppfinnelsen et system for å kombinere signaler fra trykk- og partikkelbevegelsessensorer i marinseismiske lyttekabler.
I seismiske undersøkelser får man tak i geofysiske data ved å påtrykke jorden akustisk energi fra en akustisk kilde og detektere seismisk energi reflektert fra grensesnittet mellom ulike lag i undergrunnsformasjonene. Det seismiske bølgefeltet reflekteres ved forskjell i akustisk impedans mellom laget over og under grensesnittet. Når man bruker tauede lyttekabler i marinseismiske undersøkelser, blir en seismisk lyttekabel slept bak et undersøkelsesfartøy i en dybde på seks til ni meter under overflaten, men den kan taues på både større og mindre dybde. Lyttekabelen inneholder hydrofoner for å detektere seismiske signaler. En hydrofon er en sensor som kan senkes under vann for å måle trykkgradienten ved å omforme trykkbølger til elektriske eller optiske signaler som typisk lagres for signalbehandling og evalueres for å estimere karakteristiske egenskaper til
undergrunnslagene.
I en typisk konfigurasjon for geofysiske undersøkelser, taues et flertall lyttekabler bak et fartøy. En eller flere seismiske energikilder taues normalt bak fartøyet. Den seismiske energikilden, som typisk utgjør en gruppering av luftkanoner, men som også kan være en gruppering av vannkanoner eller andre typer av kilder kjent for en typisk fagmann, sender seismisk energi eller bølger inn i under-grunnsformasjonen og bølgene reflekteres fra reflektorer i jorden og registreres av sensorer i lyttekablene. Paravaner brukes typisk for å holde kablene i den ønskede posisjon sideveis under tauing. Alternativt holdes kablene i en hovedsakelig stasjonær posisjon i vannmassene, enten flytende på en valgt dybde eller liggende på bunnen av vannmassen, i hvilket tilfelle kilden kan bli tauet bak et fartøy for å generere akustisk energi i varierende posisjoner, eller kilden kan holdes i en stasjonær posisjon.
Etter at den reflekterte bølgen har nådd lyttekabelen, forplanter den seg videre til vannoverflaten, hvorfra bølgen reflekteres nedover og detekteres på nytt av hydrofonene i lyttekabelen. Vannoverflaten er en god reflektor med en refleksjonskoeffisient nær 1 med negativt fortegn for trykk-bølger. Bølgene som reflekteres ved overflaten blir derved fasedreid 180 grader i forhold til bølgen som forplanter seg oppover. Bølgen som forplanter seg nedover og tas opp av mottakerne, refereres det gjerne til som overflaterefleksjonen eller "spøkelsessignalet". Grunnet overflaterefleksjonen opptrer vannoverflaten som et filter som skaper fall i frekvensspekteret til det mottatte signalet, noe som gjør det vanskelig å lagre data utenfor en valgt båndbredde. Grunnet innvirkningen fra overflaterefleksjonen, blir enkelte frekvenser forsterket mens andre dempes.
Maksimal dempning oppstår ved frekvenser for hvilke propagasjonsavstanden mellom detekterende hydrofon og vannoverflaten tilsvarer en halv bølgelengde. Maksimal forsterkning oppstår ved frekvenser for hvilke propagasjonsavstanden mellom detekterende hydrofon og vannoverflaten tilsvarer en kvart bølgelengde. Bølgelengden til en akustisk bølge er lik farten delt på frekvensen, og farten til en akustisk bølge i vann er omtrent 1500 m/s. Ut fra dette kan senterfrekvensen til fallet i frekvensspekteret lett bestemmes. For eksempel, for en seismisk lyttekabel på 7 meters dyp og vertikalt innfallende bølger, vil maksimal dempning oppstå ved en frekvens på omtrent 107 Hz og maksimal forsterkning vil forekomme ved omtrent 54 Hz.
Det har ikke vært vanlig praksis å taue lyttekabler dypere enn omtrent 9 meter fordi fallene i frekvensspekteret detektert av hydrofonene gir en signifikant reduksjon i brukbarheten av de lagrede dataene. Det har heller ikke vært vanlig praksis å taue lyttekabler på mindre dybde enn 6 meter grunnet den signifikante økningen i overflaterelatert støy indusert i de seismiske lyttekabeldataene.
Det er også vanlig å utføre marinseismiske operasjoner der sensorene er plassert ut på havbunnen. Slike operasjoner refereres typisk til som havbunnsseismiske operasjoner ("ocean bottom seismic operations"). Under slike operasjoner utplasseres både trykksensorer (hydrofoner) og partikkelbevegelsessensorer (geofoner, akselerometere) på havbunnen for å ta opp seismiske data.
En partikkelbevegelsessensor slik som en geofon, har retningsbestemt følsomhet, noe en trykksensor, slik som en hydrofon, ikke har. Av denne grunn vil signalet fra det oppadstigende bølgefeltet detektert av en hydrofon og en geofon plassert i nærheten av hverandre, være i fase, mens signalene fra bølgefeltet som beveger seg nedover, vil bli registrert 180 grader ute av fase. Forskjellige teknikker har blitt foreslått for å bruke faseforskyvningen til å redusere de spektrale fallene forårsaket av overflaterefleksjonen og, hvis opptakene gjøres på havbunnen, å dempe multipler forårsaket av vannet. Det er verdt å merke seg at et alternativ til å samlokalisere geofon og hydrofon, er å ha tilstrekkelig romlig tetthet av sensorer til at de respektive bølgefeltene tatt opp av hydrofonen og geofonen kan bli interpolert eller ekstrapolert for å produsere to bølgefelter på samme sted.
U.S. Patent No. 4,486,865 til Ruehle, for eksempel, lærer opp et system til å undertrykke "spøkelsesrefleksjoner" ved å kombinere utgangssignaler fra trykk- og hastighetsdetektorer. Detektorene settes sammen i par med en trykk- og en hastighetsdetektor i hvert par. Et filter endrer frekvens-innholdet til minst en av detektorene slik at "spøkelsesrefleksjoner" kanselleres når utgangsdataene kombineres.
U.S. Patent No. 5,621,700 til Moldovenu lærer også opp minst ett sensorpar innholdende en trykksensor og en hastig-hetssensor i en havbunnskabel, i en metode for å dempe "spøkelsesrefleksjoner" og gjenklang fra vannlag.
U.S. Patent 4,935,903 til Sanders et al lærer opp et marinseismisk prospekteringssystem som detekterer seismiske bølger i vannet vha par av trykk- og partikkelhastighetssensorer (f eks hydrofon-geofon par) eller alternativt, vertikalforskjøvede trykksensorer. Istedenfor filtrering for å eliminere "spøkelsesrefleksjonsdata", satser systemet på å forsterke primærrefleksjonsdata til bruk i prestakkprosesser-ing ved å addere "spøkelselsdata".
U.S. Patent 4,979,150 til Barr omhandler en metode for marinseismiske undersøkelser som hevdes å dempe koherent støy forårsaket av gjenklang i vannkolonner ved å anvende en skalafaktor på utgangen til en trykkomformer og en transduser for partikkelhastighet plassert ved siden av hverandre i vannet. Det sies i patentet at transduserne kan posisjoneres enten på havbunnen eller et annet sted i vannmassen over bunnen. Imidlertid foretrekkes en plassering på havbunnen. Samtidige U.S. Patent søknad No. 10/233,266 innlevert 30. august 2002 under tittelen "Apparater og fremgangsmåter for innsamling av marin-geofysiske flerkomponentsdata" med en medoppfinner av den foreliggende oppfinnelsen og overført til søker av den foreliggende oppfinnelsen, beskriver en partikkelbevegelsessensor til bruk i en lyttekabel og en fremgangsmåte for utjevning ("equalizing") og kombinering av utgangssignaler fra partikkelbevegelsessensoren og en samlokalisert trykkgradientsensor.
Som de refererte patentene viser, er det velkjent innen fagfeltet at trykk- og partikkelbevegelsessignaler kan kombineres for å utlede både det opp- og nedadgående bølge-feltet. For havbunnsregistreringer kan de opp- og nedadgående bølgefeltene deretter kombineres for å fjerne effekten av overflaterefleksjoner og for å dempe vannbårne multipler i det seismiske signalet. For tauede lyttekabler har imidlertid partikkelbevegelsessignalet blitt oppfattet å ha begrenset nytteverdi grunnet partikkelbevegelsessignalets høye støynivå. Allikevel, dersom partikkelbevegelsessignalene kunne framskaffes for datainnsamling vha tauet lyttekabel, kunne effekten av overflaterefleksjoner fjernes fra dataene.
Den samtidige U.S. Patentsøknad No. 10/621,222 arkivert 16 juli 2003 med tittelen "Fremgangsmåte for seismiske undersøkelser ved bruk av bevegelsessensor- og trykksensordata", med en medoppfinner av oppfinnelsen i foreliggende søknad, beskriver en prosedyre for å dempe multipler ved å kombinere opp- og nedadgående bølgefelter målt i vann-kolonnen, der bølgefeltet beregnes ved å kombinere trykksensorer som f eks hydrofoner og bevegelsessensorer som f eks geofoner. Prosedyren forutsetter imidlertid at både trykk- og bevegelsesdataene har samme båndbredde.
Grunnet støy indusert av vibrasjoner i lyttekabelen som oppfanges av partikkelbevegelsessensorene, har det imidlertid vært vanskelig å oppnå samme båndbredde i bevegelses- og trykksensordataene. Denne støyen er imidlertid hovedsakelig begrenset til lavere frekvenser. En måte å redusere støyen på er å ha flere sensorer koplet i serie eller parallel. Denne tilnærmelsesmåten reduserer imidlertid ikke alltid støyen tilstrekkelig til å gi et signal/støy-forhold som er tilfredsstillende for videre seismisk prosessering.
Derfor finnes det et behov for en fremgangsmåte for å oppnå et brukbart partikkelbevegelsessignal med et tilfredsstillende signal/støy-forhold ved lave frekvenser. Særlig finnes det et behov for en fremgangsmåte for å generere et partikkelbevegelsessignal med hovedsakelig den samme båndbredden som et registrert trykksignal for partikkelbevegelses-og trykksensorer plassert i en tauet marinseismisk lyttekabel.
Kortfattet beskrivelse av oppfinnelsen
Oppfinnelsen utgjør en fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykk- og partikkelbevegelsessensorer plassert i marinseismiske lyttekabler. Et signal fra en partikkelbevegelsessensor beregnes ved lave frekvenser fra trykksensorsignalet under bruk av dybden til den marinseismiske lyttekabelen og lydbølgehastigheten i vann.
I en videre utførelsesform av oppfinnelsen, tar en fullstendig tredimensjonal matematisk løsning hensyn til det faktum at energi som reflekteres fra jorda, ankommer mottakerne innen et område av innfallsvinkler snarere enn kun i langsgående ("in-line") retning eller i en gitt retning, slik som vertikalen.
Kortfattet beskrivelse av tegningene
Oppfinnelsen og dens fordeler forstås lettere ved å referere til den følgende detaljerte beskrivelsen og de vedføyde tegningene, der: Fig. 1 er en illstrasjon av en fremgangsmåte for å samle inn marinseismiske data som kan brukes ifm fremgangsmåten i oppfinnelsen; Fig. 2 er et flytdiagram som illustrerer prosesserings-trinnene i en utførelsesform av oppfinnelsens fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer som hydrofoner og partikkelbevegelsessensorer som geofoner plassert i marinseismisk lyttekabel; Fig. 3 er et plott av et hydrofonsignal registrert på 13
meters dyp; Fig. 4 er et plott av det tilsvarende geofonsignalet tatt
opp samtidig med hydrofonsignalet i Fig. 2; Fig. 5 er et plottt av amplitudespekteret til hydrofon- og
geofonsignalene respektivt fra Fig. 2 og 3; Fig. 6 er et plott av amplitudespekteret til hydrofonsignalet og det tilspissede ("tapered") geofonsignalet fra Fig. 4; Fig. 7 er et plott av amplitudespekterne til hydrofonsignalet og det tilspissede geofosignalet som i Fig. 5, og, i tillegg, et beregnet og tilspisset geofonsignal fra Fig. 4; Fig. 8 er et plott av amplitudespekteret til hydrofonsignalet og de blandede geofonsignalene fra Fig. 7;
og
Fig. 9 er et plott av amplitudespektrene til det oppadgående bølgefeltet generert ved å summere hydrofon-og geofonsignalene fra Fig. 7.
Selv om oppfinnelsen vil bli beskrevet i sammenheng med de foretrukne utførelsesformene, må det forstås at oppfinnelsen ikke er begrenset til disse. Derimot er oppfinnelsen ment å dekke alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som kan inkluderes i oppfinnelsens omfang slik dette er definert i de vedføyde kravene.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Fig. 1 viser en skjematisk illustrasjon (ikke tegnet i skala) av en fremgangsmåte for å samle inn marinseismiske data som kan anvendes vha oppfinnelsens fremgangsmåte. Et seismikkfartøy 101 befinner seg i en vannmasse 102 over jorden 103. Under havbunnen 104 finnes det underjordiske formasjoner av interesse slik som lag 105 plassert mellom øvre grense 106 og nedre grense 107. Seismikkfartøyet 101 seiler på vannflaten 108 og inneholder kontrollutstyr for innsamling av seismiske data generelt angitt ved 109. Kontrollutstyret 109 omfatter navigasjonskontroll, kontroll av seismisk energikilde og registreringsutstyr, alt av velkjenter typer innen fagfeltet seismisk datainnsamling.
Kontrollutstyret for seismikkregistreringer 109 aktiverer på valgte tidspunkter en seismisk energikilde 110 tauet i vannmassen 102 bak seismikkfartøyet 101. Energikilden 110 kan være av en hvilken som helst velkjent type anvendt til innsamling av seismikkdata, deriblant luft- eller vannkanoner, eller spesielt, grupperinger av vannkanoner. Seismiske lyttekabler 111 taues også i vannmassen 102 av seismikkfartøyet 101 for å registrere akustiske bølgefelter initiert av den seismiske energikilden 110 og reflektert fra grenseflater i omgivelsene. Selv om bare en seismisk lyttekabel 111 er vist i illustrasjonen, taues typisk et flertall seismiske lyttekabler 111 bak det seismiske fartøyet 101. De seismiske lyttekablene 111 inneholder sensorer for å detektere de reflekterte bølgefeltene initiert av den seismiske energikilden 110. Konvensjonelt inneholdt de seismiske lyttekablene 111 trykksensorer slik som hydrofoner 112, men seismiske lyttekabler 111 med doble sett sensorer, inneholder også vannpartikkelbevegelsessensorer slik som geofoner 113. Hydrofonene 112 og geofonene 113 samlokaliseres typisk i par eller par av sensorgrupperinger med regelmessige intervaller langs de seismiske lyttekablene 111. Til tross for dette, er ikke typene av sensorer 112, 113 eller deres plassering i de seismiske lyttekablene 111 ment som en begrensning av den her omtalte oppfinnelse.
Hver gang den seismiske energikilden 110 aktiviseres, utbrer et akustisk bølgefelt seg i sfærisk ekspanderende bølgefronter i både opp- og nedadgående retning. Utbredelsen av bølgefrontene illstreres ved en strålevei vinkelrett på bølgefronten. Det oppadgående bølgefeltet markert ved stråleveien 114, reflekteres av grenseflaten mellom vann og luft ved vannoverflaten 108 og utbrer seg deretter nedover som vist av stråleveien 115, der bølgefeltet kan bli detektert av hydrofonene 112 og geofonene 113 i den seismiske lyttekabelen 111. Uheldigvis inneholder en slik refleksjon fra vannoverflaten 108 som vist av stråleveien 108, ingen nyttig informasjon om de interessante underjordiske formasjonene. Allikevel opptrer slike overflaterefleksjoner, også kjent som "spøkelser", som sekundære seismiske energikilder med tidsforsinkelse.
Det nedadgående bølgefeltet i stråleveien 116, reflekteres fra grenseflaten mellom vann og havbunnen 104 og beveger seg så oppover som stråleveien 117 slik at bølgefeltet kan detekteres av hydrofonene 112 og geofonene 113. En slik refleksjon ved havbunnen 104 som ved stråleveien 117, inneholder informasjon om havbunnen 104. Stråleveien 117 er et eksempel på en primærrefleksjon siden den har en underjordisk refleksjon. Det nedadgående bølgefeltet som i stråleveien 116, kan bli sendt gjennom havbunnen 104 som stråleveien 118, bli reflektert i grenseflate 107 til lag 105, og så bevege seg oppover som stråleveien 119. Det oppadgående bølgefeltet, stråleveien 119, kan så bli detektert av hydrofonene 112 og geofonene 113. En slik refleksjon fra grenseflaten 107 av et lag inneholder nyttig informasjon om en interessant formasjon 105 og utgjør et eksempel på en primærrefleksjon siden den har en underjordisk refleksjon. Uheldigvis vil de akustiske bølgefeltene fortsette å reflekteres fra kombinasjoner av grenseflater som havbunnen 104, havoverflaten 108 og lagenes grenseflater 106, 107. For eksempel vil det oppadgående bølgefeltet i stråleveien 117 bli reflektert av havoverflaten 108, forsette nedover langs stråleveien 120, kan reflekteres ved havbunnen 104 og fortsette oppover i stråleveien 121 der bølgefeltet kan bli detektert av hydrofonene 112 og geofonene 113. Stråleveien 121 er et eksempel på multippel refleksjon, også bare kalt en multippel, som har multiple refleksjoner fra grenseflater. Tilsvarende vil det oppadgående bølgefeltet langs stråleveien 119 reflekteres ved vannoverflaten 108, fortsette nedover langs stråleveien 122, kan reflekteres av et grenseflaten 106 til et lag og fortsette oppover igjen langs stråleveien 123 der bølgefeltet kan bli detektert av hydrofonene 112 og geofonene 113. Stråleveien 123 er et annet eksempel på multiple refleksjoner som også har multiple underjordiske refleksjoner. Multiple refleksjoner inneholder redundant informasjon om de interessante formasjonene og fjernes vanligvis fra de seismiske dataene før videre etterproses-sering.
Oppfinnelsen utgjør en fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer (typisk hydrofoner) og partikkelbevegelsessensorer (typisk geofoner eller akselerometre) plassert i seismiske lyttekabler. De kombinerte signalene kan brukes til å generere de opp- og nedadgående bølgefeltene, noe som er nyttig for videre seismisk prosessering slik som dempning av multipler i marinseismiske data. Siden et registrert partikkelbevegelsessignal ofte er befengt med lavfrekvensstøy grunnet vibrasjonene i den tauede lytte kabelen, ville signal-støy-forholdet for de kombinerte signalene bli dårlig. Partikkelbevegelsessignalet kan beregnes fra trykksensorsignalet innen et gitt frekvensområde dersom spekteret av trykksensorsignalet har et tilfreds-stilllende signal/støy-forhold (og er uten fall innen dette frekvensområdet) og dersom dybden til trykk- og partikkelbevegelsessensorene er kjent. Dersom dybden til sensorene er ukjent, kan den beregnes basert på frekvensen til fall i spekteret forårsaket av overflaterefleksjonen, en velkjent fremgangsmåte innen fagfeltet.
Lavfrekvensdelen av partikkelbevegelsessignalet trenger vanligvis å bli byttet ut fordi det har et lavt signal/støy-forhold. Denne lavfrekvensdelen vil bli referert til som "Frekvensområdet". Den tilsvarende andelen av trykkksensor-signalet som skal brukes til å beregne partikkelbevegelsessignalet, har typisk et godt signal/støy-forhold i Frekvensområdet. Derfor velges fortrinnsvis dybden til trykksensoren slik at frekvensen til første spektrale fall i trykkksensor-signalet forårsaket av overflaterefleksjonen er høyere enn frekvensene i Frekvensområdet.
Oppfinnelsens fremgangsmåten er spesielt nyttig for tauede marinseismiske lyttekabler fordi vibrasjonene til en tauet lyttekabel legger en signifikant mengde støy til signalet fra partikkelbevegelsessensoren. Derfor vil oppfinnelsens fremgangsmåte bli illustrert basert på tauede lyttekabler.
Oppfinnelsens fremgangsmåte anvender trykksensorer som er følsomme for trykkendringer i det mediet trykksensorene har kopling til. Mediet er typisk vann. Kun for tydelighets skyld, illustreres oppfinnelsens fremgangsmåte ved bruk av hydrofoner, men dette er ikke ment å begrense oppfinnelsen. Oppfinnelsens fremgangsmåte anvender partikkelbevegelsessensorer som responderer på vannpartiklenes bevegelser som bevegelsessensorene har kopling til. Generelt kan partikkelbevegelsessensorene være responsive for forflytning av partiklene, hastigheten til partiklene eller akselerasjonen til partiklene i mediet. I den her omtalte oppfinnelsen, foretrekkes partikkelhastighetssensorer. Derfor, hvis bevegelsessensorer som er responsive for posisjon anvendes, konverteres fortrinnsvis posisjonssignalet til et hastighetssignal ved differensiering/derivasjon vha dataverktøy velkjent innen fagfeltet. Dersom bevegelsessensorer som er responsive for akselerasjon (typisk kalt akselerometre) blir brukt, konverteres fortrinnsvis akselerasjonssignalet til et hastighetssignal ved integrasjon vha dataverktøy velkjente innen fagfeltet.
I en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen, anvendes multi-komponent bevegelsessensorer i den seismiske lyttekabelen. Kun for tydelighets skyld, illustreres denne utførelsesformen av oppfinnelsen ved bruk av geofoner, men dette er ikke ment å begrense oppfinnelsen. I det spesielle eksemplet med en trekomponents geofon, er geofonen montert for å føle partikkelbevegelse i vertikal retning. Denne geofonen kalles en vertikal geofon. To geofoner er montert i ortogonal retning ifht hverandre og ifht den vertikale hydrofonen, for å føle horisontale bevegelser. En trekomponents geofon orienteres typisk slik at den føler bevegelse i vertikal retning, langsretning ("in-line") og på tvers av denne ("cross-line"). Ved å orientere disse geofonene i de nevnte retningene, kan man detektere utbredelsesretningen til det innkommende signalet. Det muliggjør også deteksjon av spesielle vibrasjoner ("strumming") eller annen mekanisk oppførsel av den seismiske kabelen. For tydelighets skyld, oppfinnelsens fremgangsmåte illustreres ved bruk av vertikale geofoner, men dette er ikke ment å begrense oppfinnelsen. Akselerometre kunne bli brukt som partikkelbevegelsessensorer som et alternativ til å bruke geofoner, selv om utgangssignalet vil måtte integreres for å oppnå hastighet. Noen akselerometre genererer et utgangssignal som indikerer variasjon i orientering av akselerometeret fra en valgt orientering. Derfor, hvis sett av to akselerometre (for situasjoner der "in-line" retningen er kjent) eller sett av tre akselerometre (hvis "in-line" retningen ikke er kjent) blir brukt, kan sensorens orientering beregnes og det er ikke nødvendig å opprettholde en spesiell orientering av akselero-metrene.
Oppfinnelsens fremgangsmåte vil bli forklart med referanse til flytdiagrammet presentert i Fig. 2. Oppfinnelsens fremgangsmåte illustreres her ved bruk av hydrofoner som trykksensorer og vertikale geofoner som partikkelbevegelsessensorer, men dette er ikke ment å begrense oppfinnelsen. I eksemplene diskutert under med referanse til Fig. 3-9, er hydrofon- og geofonsystemene plassert 0.7 m fra hverandre i en tauet seismisk lyttekabel med en lengde på 1300 m på 13 m dybde and med en seismsk energikilde på 7 m dybde. Den horisontale avstanden mellom energikilden og hydrofon/geofonsystemet var omtrent 1300 m. Det spesifikke i disse eksemplene er kun ment for å illustrere og ikke for å begrense oppfinnelsen. Fig. 2 viser et flytdiagram som illustrerer prosesser-ingstrinnene i en utførelsesform av oppfinnelsens fremgangsmåte for å beregne et geofonsignal fra et hydrofonsignal og så kombinere signaler fra hydrofonene og geofonene plassert i marinseismiske lyttekabler.
I den følgende diskusjonen benevnes signaler i rom-tids-domenet med små bokstaver mens de samme signalene i frekvens-bølgetall-domenet benevnes med tilsvarende store bokstaver.
I den foretrukne utførelsesformen av oppfinnelsen er X (rom) en vektor svarende til (x,y) der x er retningen langs og y på tvers av lyttekablene. I andre utførelsesformer kan y holdes konstant slik at hver kabel analyseres separat. En mulig grunn til å velge denne muligheten kunne være at kablene er utplassert på signifikant forskjellige dybder. Også, i andre utførelsesformer, kan x bli holdt konstant slik at hver enkelt sensor blir analysert individuelt. Sistnevnte utførelsesform vil typisk være en foretrukket valgmulighet hvis dybden til sensorene innen hver enkelt kabel varierer signifikant.
I den foretrukne utførelsesformen av oppfinnelsen er k (bølgetall) en vektor tilsvarende (kx, ky) der kxer bølge-tallet i x-retning og ky er bølgetallet i y-retning. I andre utførelsesformer kan man se bort fra ky slik at hver kabel analyseres separat. I dette tilfellet velges en fast retning for utbredelse på tvers ("cross line") for hver kabel. Retningen kan være vertikal eller en hvilken som helst annen retning. En grunn til å velge denne muligheten kunne være at kablene er utplassert på signifikant forskjellige dybder. Også, i andre utførelsesformer, kan man se bort fra både kxog ky slik at hver enkelt sensor analyseres individuelt og kun frekvensspekteret for hver registrert trase blir brukt. I dette tilfellet blir en fast utbredelsesretning både i langsgående retning og på tvers, brukt for hver sensor. Sistnevnte vil typisk være en foretrukket opsjon dersom dybden til sensorene innen hver kabel varierer signifikant. I dette tilfellet vil de transformerte dataene være i f-x-domenet. Diskusjonen under bruker eksempler fra marinseismisk undersøkelser for mål på dybder fra noen få hundre meter til noen få kilometer - såkalte dypseismiske undersøkelser. Den omtalte oppfinnelsen er imidlertid anvendbar for under-søkelser av både grunnere og dypere plasserte mål.
Ved trinn 21 i Fig.2 transformeres et sett hydrofondata hsjgnal( x, t) og et tilsvarende sett geofondata 9Signai( x>t) ^ra rom_ tids-domenet til frekvens-bølgetalldomenet, noe som gir respektivt et transformert hydrof onsignal Hsignai( f, k) og et transformert geofonsignal Gsjgnal( f, k) . Transformasjonen er fortrinnsvis en Fouriertransformasjon, men dette er ikke en begrensning av oppfinnelsen.
Oppfinnelsens fremgangsmåte kan utføres i ulike transformerte domener som skiller bølgefeltet i vinkel-komponenter inklusive, men ikke begrenset til, bølgetall og langsomhet. Oppfinnelsens fremgangsmåte er ikke begrenset til kun frekvens-bølgetall-domenet eller til Fouriertrans-formasjonen. Frekvens-bølgetall-domenet og Fouriertransforma-sjonen brukes i det følgende kun for å illustrere.
Ved trinn 22 i Fig. 2 korrigeres de transformerte hydrofon- og geofonsignalene fra trinn 21, respektive Hslgngl( f, k) og Gsigngl( f, k), for relative forskjeller i instrumentenes
overføringsfunksjoner som tilsvarer instrumentenes impulsrespons i tidsdomenet. Disse korreksjonene kan enten korrigere amplituden eller fasen til hydrofondataene for tilpasning til geofondataene eller, i en alternativ utførelsesform, korrigere begge datasett til et felles grunnlag. Korrigering for relative forskjeller i instrumenters impulsrespons er velkjent innen fagfeltet. Avslutningsvis skaleres amplituden til geofondataene med det inverse av den akustiske impendansen i vannet for å korrigere for relative forskjeller i amplituder for trykk og partikkelhastighet. Dette er også velkjent innen fagfeltet.
Ved trinn 23 i Fig. 2 blir allerede korrigerte geofonsignalet Gsjgnai( f, k) fra trinn 22, videre korrrigert for innfallsvinkel.
Mens en hydrofon registrerer det totale bølgefeltet, registrerer en vertikal geofon kun den vertikale delen av bølgefeltet. Dette vil være likt det totale bølgefeltet kun for signaler som brer seg ut vertikalt mao har en innfallsvinkel & = 0. For enhver annen verdi på & = 0, må geofonsignalet skaleres som følger: der Gtotal( f, k) er det totale bølgefeltet og cos ( ø) er gitt av:
og v er lydhastigheten i vannet.
Lydhastigheten i vann er kjent innen fagfeltet til å være nær 1500 m/ s. Derfor, hvis v er kjent, så viser Likning (2) en direkte forbindelse mellom innfallsvinkelen <£, verdiene til bølgetallet k og frekvensen f. Hvis v av en eller annen grunn ikke er kjent, så kan den måles vha velkjente metoder. Det kan også ses fra Likning (2) at cos{ ø) er reell og ulik null for verdier av k gitt av:
Eksempler på registreringer av enkeltraser der korreksjonene over har blitt anvendt (under antakelse av vertikal innfallsvinkel) er vist i Fig. 3 og 4. Fig. 3 er et plott av amplitude som funksjon av tid for et hydrofonsignal registrert på 13 m dybde. Fig. 4 er et plott av amplitude som funksjon av tid for det tilsvarende geofonsignalet registrert samtidig med hydrofonsignalet fra Fig. 3. Tilsvarende amplitudespektrum (som viser amplitude som funksjon av frekvens) til hydrofon- og geofonsignalene er vist i Fig. 5. Den heltrukne linjen 51 er spekteret til hydrofonsignalet og den prikkede linjen 52 er spekteret til geofonsignalet. Det høyere støynivået i geofondataene kan ses ved sammenlikning av Fig. 3 og 4. Det kan også ses fra Fig. 5 at støyen i geofonsignalene hovedsakelig er begrenset til de lavere frekvensene 53.
I trinn 24 i Fig. 2 beregnes en lavfrekvensdel av geofonsignalet fra det registrerte hydrofon signalet. På den måten genereres et datasett Gcafcu/ated ( f, k) fra Hsignal( f, k) for fl<f<f2, altså for Frekvensområdet [ fl, f2], I det videre beskrives denne prosedyren i detalj.
Hydrofonsignalet og geofonsignalet kan uttrykkes ved sine opp-og nedadgående komponenter og hydrofonsignalet (trykkbølgefeltet) er gitt ved likningen:
der h^( x, t) er den oppadgående komponenten og hl-( x, t) er den nedadgående komponenten av hydrof onsignalet hsignal( x, t) .
Tilsvarende er geofonsignalet (hastighetsbølgefeltet) gitt av:
der g' t( x, t) er den oppadgående komponenten og gl-( x, t) er den nedadgående komponenten av geof onsignalet 9Sjgnai( x, t) .
Anta at oppadgående komponent av hydrofon- og geofonsignalene er like, det vil si:
Da gir innsetting av Likning (6) i Likning (5):
La i være tidsforsinkelsen for overflaterefleksjonen, dvs tidsforsinkelsen mellom ankomsten til bølgefeltet som forplanter seg direkte oppover og tilsvarende refleksjon fra overflaten. Bruk av definisjonen av cos ( G>) i Likning (2), gir følgende uttrykk for tidsforsinkelsen x:
der D er dybden til hydrofonen og geofonen. Dybden D kan fastlegges på en hvilken som helst kjent måte innen fagfeltet, slik som ved en dybdesensor eller ved en beregning. Anta at refleksjonskoeffisienten ved havoverflaten er c for trykksignaler og, derved, - c for partikkelhastighetssignaler. Absoluttverdien til c er svært nær en. Det er velkjent innen fagfeltet at refleksjonskoeffisient er en funksjon av innfallsvinkelen og, siden havoverflaten ikke alltid er flat, også en funksjon av frekvens. Dette utgjør imidlertid små effekter i forhold til oppfinnelsens fremgangsmåte og blir således ikke diskutert videre. En annen velkjent mindre effekt som ikke er tatt med i diskusjonen under er forskjellen i geometrisk spredning mellom registrert direkte ankomst og tilsvarende registrert overflaterefleksjon. Så, ved bruk av
i, kan den nedadgående komponenten hX( x, t) av hydrofonsignalet uttrykkes ved:
Tilsvarende kan den nedadgående komponenten til g^( x, t) uttrykkes ved:
Innsetting av /) T ( x, t) og gX( x, t) som gitt respektivt av Likningene (9) og (10), i respektivt Likningene (4) og (7) gir: og
Deretter transformeres hydrofon- og geofonsignalene uttrykt ved sine opp- og nedadgående komponenter i Likning (11) og (12) til frekvens-bølgetall-domenet. Fortrinnsvis er transformasjonen en Fouriertransformasjon, men dette er ingen begrensning av oppfinnelsen. Transformasjon av Likning (11) til frekvens-bølgetall-domenet gir:
Løsning av Likning (13) mhp den oppadgående komponenten av hydrofonsignalet gir:
På samme måte som ovenfor gir transformasjon av Likning (12) til frekvens-bølgetall-domenet følgende:
Nå kan et geofonsignal G^^^^ff,^ beregnes fra hydrof onsignalet Hsignal( f, k) i f rekvens-bølgetall-domenet.
Innsetting av H T ( f, k) som gitt av Likning (14) i Likning (15), gir geofonsignalet beregnet fra hydronfonsignalet ved: der frekvensen f er gitt av fi ^ f ^ f2og bølgetall k er gitt av Likning (3). Likning (16) kan brukes til å beregne geofonsignalet fra det registrerte hydrofonsignalet ved lave frekvenser der signal/støy-forholdet til det registrerte geofonsignalet er tilstrekkelig til prosesseringsformål. Likning (16) er veldefinert dersom nevneren på høyre side er ulik null. Hvis vi antar at c = - 1 nøyaktig, blir nevneren 0 når
dvs når f = 0, 1/t, 2/t, .... Slik må fi være større enn
null. En typisk verdi vil være 3 Hz. For å unngå artifakter i tidsdomenet, må riktig tilspissing, som er velkjent innen fagfeltet, utføres på lavfrekvensdelen av spekteret til det beregnede geofonsignalet.
Av Likning (8) kan man se at:
som har sin laveste verdi for cp = 0 dvs. for signaler som forplanter seg vertikalt. Dette betyr at f2må være mindre enn v/ 2D. Dersom vi antar at geofonsignalet er for støybefengt til å brukes for frekvenser under fnoise, så er fnoise < £2< v/ 2D.
Fortrinnsvis bør differansen mellom ±2 og fnoisevære stor nok til at det beregnede geofonsignalet fra (16) kan sammen-liknes og sjekkes opp mot det målte geofonsignalet. Et område overlappende frekvenser fortrekkes for å flette den beregnede delen av geofonsignalet med den målte delen. Typisk bør f2være 5-10 Hz større enn fnoise • For å opprettholde et godt signal/støy-forhold, bør hydrofonsignalet f2være signifikant lavere enn v/ 2D og fortrinnsvis ikke større enn circa 75% av v/ 2D.
I dataeksemplene som er vist i Fig. 3 -5 er sensordybden 13 m. Hvis vi antar at lydhastigheten i vann v er 1500 m/s, gir dette et første fall i hydrofonspekteret ved omtrent v/ 2D eller 58 Hz. Dette indikerer at f2skulle være mindre enn omtrent 75% av v/ 2D eller omtrent 43 Hz.
I trinn 25 i Fig.2 flettes den beregnede og den registrerte delen av geofonsignalet sammen til ett datasett. For å unngå artifakter i dataene, spesielt i tidsdomenet, bør flettingen fortrinnsvis gjøres med en tilspisset sone. I praksis vil denne tilspissede sonen være frekvensene mellom fnoise og f2selv om et smalere frekvensområde kan velges.
Nedenfor finnes en fremgangsmåte for å anvende vekter på de to datasettene før de flettes. Det finnes andre måter å beregne vektene til de to datasettene før fletting som er vel kjente innen fagfeltet så dette er ingen begrensning av oppfinnelsen. En vekt w( f) beregnes som følger:
Derfor blir w( f) = 0 for f = fnoiseog w( f) = 1 for f = f2-Dette flettede totale geofondatasettet blir dermed:
Innen fagfeltet finnes det flere velkjente måter å beregne vekter for å flette signaler og den som er vist over er kun et eksempel. Alternativt er det mulig å flette amplitude- og fasespektrene til de to datasettene separat. I denne alternative utførelsesformen, er den aktuelle vektingsfunksjonen kompleks.
I det følgende eksemplet illustrert i Fig. 6-9 brukes dataene fra Fig. 5 for å illustrere prosedyren i trinn 2 4 og 25 i Fig. 2. Fra Fig. 5 kan fnoise estimeres til omtrent 20 Hz. For å få et område man kan flette, har f2 blitt satt til
25 Hz. Fig. 6 er et plott av amplitudespekteret til hydrofon-og geofonsignalene fra Fig. 5. Den heltrukne linjen 61 er spekteret til hydrofonsignalet og den prikkede linjen 62 er spekteret til geofonsignalet. Amplituden til geofonsignal 51 i Fig. 5 har blitt tilspisset med en lineær funksjon mellom 20 og 25 Hz og satt til 0 under 20 Hz (ved referansenummer 63) for å gi amplituden til geofonsignal 61 i Fig. 6. Fig. 7 har med et geofonsignal 73 som har blitt beregnet fra hydrofonsignalet fra likning (11) i frekvensområdet 3-25 Hz og lineært tilspisset på lavfrekvenssiden og mellom 20 og 25 Hz. Den heltrukne linjen 71 er spekteret til hydrofonsignalet og den prikkede linjen 72 er spekteret til geofonsignalet tatt fra Fig. 6.
Fig. 8 viser amplitudespektrene til de registrerte hydrofondataene 81 og de flettede geofondataene 82. Geofonsignal 82 er blitt flettet ved bruk av Likning (20). Man kan se at datasettene fra hydrofon og geofon nå har i hovedsak samme båndbredde.
I trinn 26 i Fig. 2 blir det konstruerte geofondatasettet i full båndbredde og det registrerte hydrafondatasettet i full båndbredde addert eller subtrahert for å beregne opp- og nedadgående bølgefelt i full båndbredde. Dette kan gjøres som følger:
der u( x, t) and d( xrt) er henholdsvis det opp- og nedadgående bølgefeltet. Separasjonen kan også gjøres i frekvensdomenet som følger: og
Amplitudespekteret til det oppadgående bølgefeltet,
I U( f)I , etter å ha summert hydrofondataene 81 og geofondataene 82 i Fig. 8 ved bruk av Likning (23), blir vist i Fig. 9. Som man kan se fra Fig. 9, er effekten av overflaterefleksjonen på mottakersiden fjernet. Fallet 91 ved omtrent 125 Hz er overflaterefleksjonen på energikildesiden med kilden på omtrent 6 m dybde.
Claims (21)
1. Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra en trykksensor og en partikkelbevegelsessensor plassert i en marinseismisk lyttekabel, der fremgangsmåten erkarakterisert vedå omfatte: beregning av en del av et partikkelbevegelsessensorsignal fra et registrert trykksensorsignal; og anvendelse av den beregnede delen av partikkelbevegelsessensorsignal til å generere et partikkelbevegelsessensorsignal som har i det vesentlige samme båndbredde som det registrerte trykksensorsignalet.
2. Fremgangsmåte i følge krav 1, der trykksensorene omfatter hydrofoner.
3. Fremgangsmåte i følge krav 1, der partikkelbevegelsessensorene omfatter geofoner.
4. Fremgangsmåte i følge krav 1, der partikkelbevegelsessensorene omfatter akselerometre.
5. Fremgangsmåte i følge krav 1, der partikkelbevegelsessensorene omfatter sensorer som kan måle mer enn en komponent av bølgefeltet til partikkelbevegelsen.
6. Fremgangsmåte i følge krav 1, der partikkelbevegelsessensorene og trykksensorene er samlokalisert.
7. Fremgangsmåte i følge krav 1, der partikkelbevegelsessensorene og trykksensorene er plassert slik at de registrerte signalene fra sensorene kan bli brukt til å beregne tilsvarende datasett fra i det vesentlige samme plassering.
8. Fremgangsmåte i følge krav 1, der trykksensorsignalet og partikkelbevegelsessignalet korrigeres for relative differanser i instrumentenes impulsrespons.
9. Fremgangsmåte i følge krav 1, der relative amplituder til trykksensordata og partikkelbevegelsesdata korrigeres for relative differanser i amplitude for trykk- og partikkelbevegelse .
10. Fremgangsmåte i følge krav 1, der partikkelbevegelsessignalet som involverer et flertall lyttekabler, kompenseres for effekten av differanser i innfallsvinkel i frekvens-bølgetalldomenet (f, kx, ky) .
11. Fremgangsmåte i følge krav 1, der partikkelbevegelsessignalet som involverer en enkelt lyttekabel, kompenseres for effekten av differanser i innfallsvinkel i frekvens-bølgetallsdomenet (f, kx) , samtidig som bølgetallet i y-retningen (ky), holdes konstant for hver lyttekabel.
12. Fremgangsmåte i følge krav 1, der partikkelbevegelsessignalet som involverer en enkelt sensor eller en gruppe sensorer, kompenseres for effekten av differanser i innfallsvinkel i frekvensdomenet (f), mens bølgetallet i x- og y-retningene, henholdsvis kxog ky, holdes konstant for hver sensor.
13. Fremgangsmåte i følge krav 1, der en lavfrekvensdel av partikkelb evegelsessignalet ^ caicuiated( f, k) beregnes i bølge-talldomenet fra et registrert trykksignal Hsjgnal( f, k) ved der f er frekvensen, k = (kx, ky) er bølgetallet med kxog ky som bølgetall i henholdsvis x- og y-retning, c er refleksjonskoeffisienten ved havoverflaten og i tidsforsinkelsen mellom direkte ankomst og overflaterefleksjon.
14. Fremgangsmåte i følge krav 13, der tidsforsinkelsen t er gitt av følgende likning:
der D er dybden til hydrofonene og geofonene og v er lydhastigheten i vann.
15. Fremgangsmåte i følge krav 13, der det beregnede partikkelbevegelsessignalet flettes med det registrerte partikkelbevegelsessignalet for å lage et bredbåndet partikkelbevegelsessignal med et høyt signal/støy-forhold.
16. Fremgangsmåte i følge krav 15, der flettingen utføres med tilspissing av signalene i et overlappende frekvensområde.
17. Fremgangsmåte i følge krav 16, der tilspissingen av signalene utføres ved å blande amplitude- og fasespektrene separat.
18. Fremgangsmåte i følge krav 13, der lavfrekvensdelen av partikkelbevegelsessignalet GCaicuiated(^ i^ xi^ y) beregnes i frekvens-bølgetalldomenet (f, kx, ky ) fra et registrert trykksignal Hsignai( f, kx, ky) ved bruk av data fra et flertall lyttekabler vha.
19. Fremgangsmåte i følge krav 13, der lavfrekvensdelen av partikkelbevegelsessignalet Gcalculate( j ( f, kx) beregnes i frekvens-bølgetalldomenet (f, kx ) fra et registrert trykksignal Hsignal( f, kx) ved bruk av data fra en enkelt lyttekabel vha.
der ky holdes konstant for hver lyttekabel.
20. Fremgangsmåte i følge krav 13, der lavfrekvensdelen av partikkelbevegelsesignalet Gcateu/afedrø beregnes i frekvensdomenet fra et registrert trykksignal Hsjgnal( f) ved bruk av data fra en enkelt sensor eller en sensorgruppe vha.
der kxholdes konstant for hver sensor og ky holdes konstant for hver sensor.
21. Fremgangsmåte i følge krav 1, der trykksignalet og partikkelbevegelsessignalet med i det vesentlige samme båndbredde, kombineres for å beregne de totale opp- og nedadgående bølgefeltene.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/792,510 US7359283B2 (en) | 2004-03-03 | 2004-03-03 | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20050530D0 NO20050530D0 (no) | 2005-02-01 |
NO20050530L NO20050530L (no) | 2005-09-05 |
NO337755B1 true NO337755B1 (no) | 2016-06-13 |
Family
ID=34218267
Family Applications (5)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20050530A NO337755B1 (no) | 2004-03-03 | 2005-02-01 | Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere |
NO20121365A NO337083B1 (no) | 2004-03-03 | 2012-11-19 | Fremgangsmåte for beregning av et oppadgående akustisk bølgefelt basert på et partikkelbevegelsessensorsignal og et trykksensorsignal |
NO20160395A NO342805B1 (no) | 2004-03-03 | 2016-03-08 | Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere |
NO20181019A NO344449B1 (no) | 2004-03-03 | 2018-07-10 | Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere |
NO20191413A NO20191413A1 (no) | 2004-03-03 | 2019-11-28 | Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere |
Family Applications After (4)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20121365A NO337083B1 (no) | 2004-03-03 | 2012-11-19 | Fremgangsmåte for beregning av et oppadgående akustisk bølgefelt basert på et partikkelbevegelsessensorsignal og et trykksensorsignal |
NO20160395A NO342805B1 (no) | 2004-03-03 | 2016-03-08 | Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere |
NO20181019A NO344449B1 (no) | 2004-03-03 | 2018-07-10 | Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere |
NO20191413A NO20191413A1 (no) | 2004-03-03 | 2019-11-28 | Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7359283B2 (no) |
CN (1) | CN1664617B (no) |
AU (1) | AU2005200195B2 (no) |
BR (1) | BRPI0500722B1 (no) |
CA (2) | CA2491340C (no) |
EG (1) | EG23702A (no) |
GB (1) | GB2411722B (no) |
MX (1) | MXPA05002448A (no) |
NO (5) | NO337755B1 (no) |
Families Citing this family (147)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2410551B (en) * | 2004-01-30 | 2006-06-14 | Westerngeco Ltd | Marine seismic acquisition system |
US7926614B2 (en) * | 2004-03-03 | 2011-04-19 | Pgs Americas, Inc. | Particle motion sensor mounting for marine seismic sensor streamers |
GB2414299B (en) * | 2004-05-21 | 2006-08-09 | Westerngeco Ltd | Interpolation and extrapolation method for seismic recordings |
KR100741875B1 (ko) * | 2004-09-06 | 2007-07-23 | 동부일렉트로닉스 주식회사 | Cmos 이미지 센서 및 그의 제조 방법 |
US7336561B2 (en) * | 2004-09-07 | 2008-02-26 | Pgs Americas, Inc. | System for attenuation of water bottom multiples in seismic data recorded by pressure sensors and particle motion sensors |
US7319636B2 (en) * | 2005-03-14 | 2008-01-15 | Westerngeco, L.L.C. | Calibration of pressure gradient recordings |
US7656746B2 (en) * | 2005-04-08 | 2010-02-02 | Westerngeco L.L.C. | Rational motion compensated seabed seismic sensors and methods of use in seabed seismic data acquisition |
US20100135112A1 (en) * | 2005-07-12 | 2010-06-03 | Johan Olof Anders Robertsson | Methods and Apparatus for Acquisition of Marine Seismic Data |
US7660191B2 (en) * | 2005-07-12 | 2010-02-09 | Westerngeco L.L.C. | Methods and apparatus for acquisition of marine seismic data |
US7623414B2 (en) * | 2006-02-22 | 2009-11-24 | Westerngeco L.L.C. | Particle motion vector measurement in a towed, marine seismic cable |
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 |
US7835225B2 (en) * | 2006-10-11 | 2010-11-16 | Pgs Geophysical As | Method for attenuating particle motion sensor noise in dual sensor towed marine seismic streamers |
US7835223B2 (en) * | 2006-12-21 | 2010-11-16 | Westerngeco L.L.C. | Removing noise from seismic data obtained from towed seismic sensors |
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 |
US20080253226A1 (en) * | 2007-04-11 | 2008-10-16 | Stig Rune Lennart Tenghamn | System and method for marine seismic surveying |
US20090027648A1 (en) * | 2007-07-25 | 2009-01-29 | Asml Netherlands B.V. | Method of reducing noise in an original signal, and signal processing device therefor |
WO2009023071A1 (en) * | 2007-08-10 | 2009-02-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Underseas seismic acquisition |
US20090092003A1 (en) * | 2007-10-08 | 2009-04-09 | Nicolas Goujon | Controlling a seismic survey to reduce the effects of vibration noise |
US8553490B2 (en) * | 2007-11-09 | 2013-10-08 | Pgs Geophysical As | Array grouping of seismic sensors in a marine streamer for optimum noise attenuation |
US20090161487A1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-06-25 | Per Kjellgren | Technique and system to cancel noise in measurements provided by sensors of a multi-component streamer |
US8077544B2 (en) * | 2008-03-28 | 2011-12-13 | Westerngeco L.L.C. | Dual-wavefield multiple attenuation |
US7835224B2 (en) * | 2008-03-31 | 2010-11-16 | Westerngeco L.L.C. | Reconstructing low frequency data recordings using a spread of shallow and deep streamers |
US7957906B2 (en) * | 2008-05-07 | 2011-06-07 | Pgs Geophysical As | Method for attenuating low frequency noise in a dual-sensor seismic streamer |
US9291731B2 (en) * | 2008-05-29 | 2016-03-22 | Westerngeco L.L.C | Noise reduction in particle motion sensing seismic streamer |
US20090326895A1 (en) * | 2008-06-30 | 2009-12-31 | Beasley Craig J | Technique and system for seismic source separation |
US8811113B2 (en) * | 2008-08-01 | 2014-08-19 | Pgs Geophysical As | Method of summing dual-sensor towed streamer signals using seismic reflection velocities |
US8811115B2 (en) * | 2008-08-14 | 2014-08-19 | Pgs Geophysical As | Attenuating seismic interference noise using a dual sensor recording system |
US9229128B2 (en) * | 2008-08-17 | 2016-01-05 | Westerngeco L.L.C. | Estimating and correcting perturbations on seismic particle motion sensors employing seismic source signals |
US20100054080A1 (en) * | 2008-08-27 | 2010-03-04 | Guillaume Cambois | Determining Seismic Streamer Array Geometry And Seismic Sensor Response Using Dual Sensor Seismic Streamer Arrays |
US9207349B2 (en) | 2008-08-27 | 2015-12-08 | Pgs Geophysical As | Methods and apparatus for determining seismic streamer array geometry and seismic sensor response |
US8089825B2 (en) * | 2008-08-29 | 2012-01-03 | Pgs Geophysical As | Method of summing dual-sensor towed streamer signals using cross-ghosting analysis |
US20100097886A1 (en) * | 2008-10-20 | 2010-04-22 | Anthony James Day | Method for determining formation quality factor from dual-sensor marine seismic signals |
US7616523B1 (en) | 2008-10-22 | 2009-11-10 | Pgs Geophysical As | Method for combining pressure and motion seismic signals from streamers where sensors are not at a common depth |
US7957221B2 (en) * | 2008-11-14 | 2011-06-07 | Pgs Geophysical As | Method for optimum combination of pressure and particle motion sensors for a 3-D spread of dual-sensor marine seismic streamers |
US7929373B2 (en) * | 2008-11-19 | 2011-04-19 | Pgs Geophysical As | Method of wavefield extrapolation for single-station, dual-sensor towed streamer signals |
US8456949B2 (en) | 2008-12-03 | 2013-06-04 | Pgs Geophysical As | Method for determining signal quality in dual sensor seismic streamer signals |
US8174927B2 (en) * | 2008-12-17 | 2012-05-08 | Westerngeco L.L.C. | Method for optimizing acoustic source array performance |
US8098542B2 (en) * | 2009-01-05 | 2012-01-17 | Pgs Geophysical As | Combined electromagnetic and seismic acquisition system and method |
US20100172208A1 (en) * | 2009-01-07 | 2010-07-08 | Ashok Belani | System and technique for local in-sea processing of particle motion data |
US8174926B2 (en) * | 2009-01-20 | 2012-05-08 | Pgs Geophysical As | Method for wavefield separation for dual-sensor data using kirchhoff-type datuming and migration |
US8451687B2 (en) * | 2009-02-06 | 2013-05-28 | Westerngeco L.L.C. | Imaging with vector measurements |
US8699297B2 (en) * | 2009-02-13 | 2014-04-15 | Westerngeco L.L.C. | Deghosting and reconstructing a seismic wavefield |
US20100211320A1 (en) * | 2009-02-13 | 2010-08-19 | Massimiliano Vassallo | Reconstructing a seismic wavefield |
US8554484B2 (en) * | 2009-02-13 | 2013-10-08 | Westerngeco L.L.C. | Reconstructing seismic wavefields |
US20100211322A1 (en) * | 2009-02-13 | 2010-08-19 | Massimiliano Vassallo | Interpolating a pressure wavefield along an undersampled direction |
US8239135B2 (en) * | 2009-05-07 | 2012-08-07 | Pgs Geophysical As | Method for calculation of seismic attributes from seismic signals |
US9285493B2 (en) * | 2009-08-27 | 2016-03-15 | Pgs Geophysical As | Sensor grouping for dual sensor marine seismic streamer and method for seismic surveying |
US8208342B2 (en) | 2009-09-14 | 2012-06-26 | Pgs Geophysical As | Method for combining signals of pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers |
US8780669B2 (en) | 2009-11-11 | 2014-07-15 | Frank D. Janiszewski | Seismic acquisition in marine environments using survey paths following a series of linked deviated paths and methods of use |
US8427901B2 (en) * | 2009-12-21 | 2013-04-23 | Pgs Geophysical As | Combined impulsive and non-impulsive seismic sources |
EP2526445B1 (en) | 2010-01-19 | 2021-01-13 | ION Geophysical Corporation | Dual-sensor noise-reduction system for an underwater cable |
RU2546997C2 (ru) * | 2010-01-22 | 2015-04-10 | Ион Геофизикал Корпорейшн | Сейсмическая система с режекцией волны-спутника и движения |
US8995220B2 (en) | 2010-01-28 | 2015-03-31 | Pgs Geophysical As | Method and system for streamer depth control |
US20110182138A1 (en) * | 2010-01-28 | 2011-07-28 | Suedow Gustav Goeran Mattias | Method and system for streamer depth control |
US8902699B2 (en) | 2010-03-30 | 2014-12-02 | Pgs Geophysical As | Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers |
US8694299B2 (en) | 2010-05-07 | 2014-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data |
CA3158859C (en) | 2010-06-09 | 2023-11-14 | Shearwater Geoservices Software Inc. | Seismic data acquisition using designed non-uniform receiver spacing |
US20110310698A1 (en) | 2010-06-21 | 2011-12-22 | Sercel, Inc. | Dual Axis Geophones For Pressure/Velocity Sensing Streamers Forming a Triple Component Streamer |
US8456950B2 (en) | 2010-07-30 | 2013-06-04 | Pgs Geophysical As | Method for wave decomposition using multi-component motion sensors |
US10838095B2 (en) | 2010-08-05 | 2020-11-17 | Pgs Geophysical As | Wavefield deghosting of seismic data recorded using multiple seismic sources at different water depths |
US8339896B2 (en) | 2010-08-16 | 2012-12-25 | Pgs Geophysical As | Method for separating seismic sources in marine seismic surveys |
US8982662B2 (en) | 2010-09-02 | 2015-03-17 | Ion Geophysical Corporation | Multi-component, acoustic-wave sensor and methods |
US9091783B2 (en) * | 2010-11-04 | 2015-07-28 | Westerngeco L.L.C. | Computing a calibration term based on combining divergence data and seismic data |
US8695431B2 (en) | 2010-12-28 | 2014-04-15 | Solid Seismic, Llc | Flexible microsphere coated piezoelectric acoustic sensor apparatus and method of use therefor |
AU2012233133B2 (en) | 2011-03-30 | 2014-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping |
WO2012160431A2 (en) * | 2011-05-24 | 2012-11-29 | Geco Technology B.V. | Imaging by extrapolation of vector-acoustic data |
EP2734865A4 (en) * | 2011-07-19 | 2014-12-17 | Conocophillips Co | GEOPHONE STRINGS WITH MULTIPLE FREQUENCIES |
US20130083625A1 (en) * | 2011-09-29 | 2013-04-04 | Ralf Ferber | Demodulating a wavefield |
US20130088939A1 (en) * | 2011-10-10 | 2013-04-11 | Pascal Edme | Wavefield separation using a gradient sensor |
FR2985039B1 (fr) * | 2011-12-21 | 2015-07-03 | Cggveritas Services Sa | Noeud sous-marin couple avec l'eau pour des etudes sismiques |
US9103941B2 (en) * | 2011-12-21 | 2015-08-11 | Cggveritas Services Sa | Device and method for deghosting variable depth streamer data |
US9448315B2 (en) * | 2011-12-27 | 2016-09-20 | Cgg Services Sa | Device and method for denoising ocean bottom data |
WO2013116748A2 (en) * | 2012-02-03 | 2013-08-08 | Ion Geophysical Corporation | Method and apparatus for processing seismic data |
US9411062B2 (en) | 2012-02-07 | 2016-08-09 | Pgs Geophysical As | Method and system for determining source signatures after source ghost removal |
US9423518B2 (en) * | 2012-02-09 | 2016-08-23 | Pgs Geophysical As | Method for processing dual-sensor streamer data with anti-alias protection |
US9448318B2 (en) * | 2012-02-29 | 2016-09-20 | Pgs Geophysical As | Determination of particle displacement or velocity from particle acceleration measurements |
US9007870B2 (en) * | 2012-05-31 | 2015-04-14 | Pgs Geophysical As | Seismic surveying techniques with illumination areas identifiable from primary and higher-order reflections |
US9442209B2 (en) | 2012-07-10 | 2016-09-13 | Pgs Geophysical As | Methods and systems for reconstruction of low frequency particle velocity wavefields and deghosting of seismic streamer data |
RU2501043C1 (ru) * | 2012-07-17 | 2013-12-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) | Комбинированный гидроакустический приемник для гибкой протяженной буксируемой антенны |
US9335430B2 (en) | 2012-07-18 | 2016-05-10 | Pgs Geophysical As | Wave field separation by mixed domain inversion |
WO2014084945A1 (en) | 2012-11-28 | 2014-06-05 | Exxonmobil Upstream Resarch Company | Reflection seismic data q tomography |
US9377545B2 (en) | 2013-03-07 | 2016-06-28 | Pgs Geophysical As | Streamer design for geophysical prospecting |
CA2906731C (en) | 2013-03-14 | 2021-07-27 | Ion Geophysical Corporation | Seismic sensor devices, systems, and methods including noise filtering |
US9696445B2 (en) | 2013-03-14 | 2017-07-04 | Pgs Geophysical As | Systems and methods for frequency-domain filtering and space-time domain discrimination of seismic data |
US9322944B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-04-26 | Pgs Geophysical As | Wavefield regularization by 3-D wavefield decomposition for geophysical data |
US9784869B2 (en) * | 2013-05-15 | 2017-10-10 | Pgs Geophysical As | Noise models by selection of transform coefficients |
CN105308479B (zh) | 2013-05-24 | 2017-09-26 | 埃克森美孚上游研究公司 | 通过与偏移距相关的弹性fwi的多参数反演 |
US10459117B2 (en) | 2013-06-03 | 2019-10-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Extended subspace method for cross-talk mitigation in multi-parameter inversion |
US10459100B2 (en) | 2013-06-27 | 2019-10-29 | Pgs Geophysical As | Survey techniques using streamers at different depths |
US11092710B2 (en) * | 2013-06-27 | 2021-08-17 | Pgs Geophysical As | Inversion techniques using streamers at different depths |
US9678235B2 (en) | 2013-07-01 | 2017-06-13 | Pgs Geophysical As | Variable depth multicomponent sensor streamer |
US9702998B2 (en) | 2013-07-08 | 2017-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full-wavefield inversion of primaries and multiples in marine environment |
US9568493B2 (en) | 2013-07-10 | 2017-02-14 | Pgs Geophysical As | In situ accelerometer calibration |
EP3351972A1 (en) | 2013-08-23 | 2018-07-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Iterative inversion of field-encoded seismic data based on constructing pseudo super-source records |
US9874647B2 (en) | 2013-09-03 | 2018-01-23 | Pgs Geophysical As | Distributed multi-sensor streamer |
US10036818B2 (en) | 2013-09-06 | 2018-07-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Accelerating full wavefield inversion with nonstationary point-spread functions |
US9651695B2 (en) | 2013-09-19 | 2017-05-16 | Pgs Geophysical As | Construction and application of angle gathers from three-dimensional imaging of multiples wavefields |
WO2015048494A1 (en) | 2013-09-26 | 2015-04-02 | Ion Geophysical Corporation | Seismic sensor with motion sensors for noise reduction |
US9817143B2 (en) | 2013-10-30 | 2017-11-14 | Pgs Geophysical As | Methods and systems for constraining multiples attenuation in seismic data |
US20150276955A1 (en) * | 2013-11-06 | 2015-10-01 | Robert H. Brune | Method and System for Extending Spatial Wavenumber Spectrum Of Seismic Wavefields On Land Or Water Bottom Using Rotational Motion |
CN103675910B (zh) * | 2013-11-29 | 2017-01-04 | 中国石油天然气集团公司 | 一种水陆检波器地震数据标定因子反演方法 |
AU2015231243A1 (en) * | 2014-03-20 | 2016-09-22 | Schlumberger Technology B.V. | Wavefield generation using a seismic vibrator array |
US9910189B2 (en) | 2014-04-09 | 2018-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fast line search in frequency domain FWI |
CN106461804B (zh) * | 2014-04-28 | 2020-07-07 | 施蓝姆伯格技术公司 | 波场重建 |
CA2947847C (en) | 2014-05-09 | 2018-08-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion |
US10185046B2 (en) | 2014-06-09 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for temporal dispersion correction for seismic simulation, RTM and FWI |
US9689999B2 (en) | 2014-06-13 | 2017-06-27 | Pgs Geophysical As | Seismic imaging using higher-order reflections |
CA2947410A1 (en) | 2014-06-17 | 2015-12-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fast viscoacoustic and viscoelastic full-wavefield inversion |
US10838092B2 (en) | 2014-07-24 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating multiple subsurface parameters by cascaded inversion of wavefield components |
US10422899B2 (en) | 2014-07-30 | 2019-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Harmonic encoding for FWI |
US10132946B2 (en) | 2014-08-13 | 2018-11-20 | Pgs Geophysical As | Methods and systems that combine wavefields associated with generalized source activation times and near-continuously recorded seismic data |
US10317553B2 (en) | 2014-08-13 | 2019-06-11 | Pgs Geophysical As | Methods and systems of wavefield separation applied to near-continuously recorded wavefields |
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 |
US10386511B2 (en) | 2014-10-03 | 2019-08-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic survey design using full wavefield inversion |
US10082560B2 (en) * | 2014-10-17 | 2018-09-25 | Pgs Geophysical As | Sensor receiver nulls and null steering |
US10228477B2 (en) | 2014-10-17 | 2019-03-12 | Pgs Geophysical As | Method and system of calculating hypocenters of microseismic events |
WO2016064462A1 (en) | 2014-10-20 | 2016-04-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Velocity tomography using property scans |
WO2016100797A1 (en) | 2014-12-18 | 2016-06-23 | Conocophillips Company | Methods for simultaneous source separation |
EP3234659A1 (en) | 2014-12-18 | 2017-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Scalable scheduling of parallel iterative seismic jobs |
US10520618B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-12-31 | ExxohnMobil Upstream Research Company | Poynting vector minimal reflection boundary conditions |
SG11201704620WA (en) | 2015-02-13 | 2017-09-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations |
US10670750B2 (en) | 2015-02-17 | 2020-06-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multistage full wavefield inversion process that generates a multiple free data set |
WO2016179060A1 (en) * | 2015-05-01 | 2016-11-10 | Westerngeco Llc | Marine vibrator directive source survey |
US10996359B2 (en) | 2015-05-05 | 2021-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Removal of acquisition effects from marine seismic data |
WO2016195774A1 (en) | 2015-06-04 | 2016-12-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for generating multiple free seismic images |
US9915745B2 (en) | 2015-06-29 | 2018-03-13 | Pgs Geophysical As | Separation of up-going and down-going wavefields including the direct arrival |
US10838093B2 (en) | 2015-07-02 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Krylov-space-based quasi-newton preconditioner for full-wavefield inversion |
US10267939B2 (en) | 2015-09-28 | 2019-04-23 | Conocophillips Company | 3D seismic acquisition |
RU2693495C1 (ru) | 2015-10-02 | 2019-07-03 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Полная инверсия волнового поля с компенсацией показателя качества |
US10436922B2 (en) | 2015-10-05 | 2019-10-08 | Cgg Services Sas | Device and method for constrained wave-field separation |
KR102021276B1 (ko) | 2015-10-15 | 2019-09-16 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 진폭 보존을 갖는 fwi 모델 도메인 각도 스택들 |
WO2017075593A1 (en) | 2015-10-30 | 2017-05-04 | Ion Geophysical Corporation | Multi-axis, single mass accelerometer |
US10948615B2 (en) | 2015-12-02 | 2021-03-16 | Westerngeco L.L.C. | Land seismic sensor spread with adjacent multicomponent seismic sensor pairs on average at least twenty meters apart |
US10126464B2 (en) | 2015-12-16 | 2018-11-13 | Pgs Geophysical As | Marine streamer handling |
US10338255B2 (en) | 2016-04-15 | 2019-07-02 | Pgs Geophysical As | Noise attenuation |
US10768324B2 (en) | 2016-05-19 | 2020-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to predict pore pressure and seal integrity using full wavefield inversion |
WO2017218723A1 (en) | 2016-06-15 | 2017-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for acquiring seismic data with gradient data |
US11079506B2 (en) | 2016-12-16 | 2021-08-03 | Pgs Geophysical As | Multicomponent streamer |
US11307326B2 (en) | 2017-05-03 | 2022-04-19 | Pgs Geophysical As | Calibration of combined acceleration and pressure sensors |
US10838107B2 (en) | 2017-05-03 | 2020-11-17 | Pgs Geophysical As | Sensor system for measuring acceleration and pressure |
US10809402B2 (en) | 2017-05-16 | 2020-10-20 | Conocophillips Company | Non-uniform optimal survey design principles |
WO2020056216A1 (en) | 2018-09-13 | 2020-03-19 | Ion Geophysical Corporation | Multi-axis, single mass accelerometer |
US11481677B2 (en) | 2018-09-30 | 2022-10-25 | Shearwater Geoservices Software Inc. | Machine learning based signal recovery |
CN112505750B (zh) * | 2020-11-18 | 2021-06-08 | 广州海洋地质调查局 | 一种深拖多道地震拖缆姿态确定方法及处理终端 |
CN114488286B (zh) * | 2022-01-25 | 2023-03-10 | 中国海洋大学 | 基于振幅加权的拖缆与海底地震资料联合波形反演方法 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4979150A (en) * | 1989-08-25 | 1990-12-18 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | System for attenuation of water-column reverberations |
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 |
Family Cites Families (25)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4486865A (en) * | 1980-09-02 | 1984-12-04 | Mobil Oil Corporation | Pressure and velocity detectors for seismic exploration |
US4520467A (en) * | 1982-03-18 | 1985-05-28 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
US4752916A (en) * | 1984-08-28 | 1988-06-21 | Dan Loewenthal | Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data |
US5193077A (en) * | 1989-05-15 | 1993-03-09 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for improved seismic prospecting |
US4935903A (en) * | 1989-05-30 | 1990-06-19 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Reinforcement of surface seismic wavefields |
US5396472A (en) * | 1993-09-24 | 1995-03-07 | Western Atlas International | Method for deriving water bottom reflectivity in dual sensor seismic surveys |
US5774416A (en) * | 1995-04-07 | 1998-06-30 | Pgs, Tensor, Inc. | Method and device for attenuating water column reverberations using co-located hydrophones and geophones in ocean bottom seismic processing |
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 |
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 |
US5621700A (en) * | 1996-05-20 | 1997-04-15 | Schlumberger Technology Corporation, Geco-Prakla Div. | Method for attenuation of reverberations using a pressure-velocity bottom cable |
US5774417A (en) * | 1996-10-25 | 1998-06-30 | Atlantic Richfield Company | Amplitude and phase compensation in dual-sensor ocean bottom cable seismic data processing |
US6021090A (en) * | 1997-10-22 | 2000-02-01 | Western Atlas International, Inc. | Horizontal and vertical receiver-consistent deconvolution for an ocean bottom cable |
GB9800741D0 (en) * | 1998-01-15 | 1998-03-11 | Geco As | Multiple attenuation of multi-component sea-bottom data |
GB9810706D0 (en) * | 1998-05-20 | 1998-07-15 | Geco As | Marine seismic acquisition system and method |
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 |
US6141623A (en) * | 1999-05-06 | 2000-10-31 | Baker Hughes Incorporated | Method of deriving water bottom reflectivities in the presence of geologic interference |
US6539308B2 (en) * | 1999-06-25 | 2003-03-25 | Input/Output Inc. | Dual sensor signal processing method for on-bottom cable seismic |
US6263285B1 (en) * | 1999-09-15 | 2001-07-17 | Pgs Tensor, Inc. | Amplitude spectra estimation |
US6512980B1 (en) * | 1999-10-19 | 2003-01-28 | Westerngeco Llc | Noise reference sensor for use in a dual sensor towed streamer |
GB0015810D0 (en) * | 2000-06-29 | 2000-08-23 | Geco As | A method of processing seismic data |
US20020118602A1 (en) * | 2001-02-27 | 2002-08-29 | Sen Mrinal K. | Angle dependent surface multiple attenuation for two-component marine bottom sensor 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 |
US7239577B2 (en) * | 2002-08-30 | 2007-07-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
US6894948B2 (en) * | 2003-01-29 | 2005-05-17 | Pgs Exploration (Uk) Limited | Method for processing dual sensor seismic data to attenuate noise |
US7123543B2 (en) * | 2003-07-16 | 2006-10-17 | Pgs Americas, Inc. | Method for seismic exploration utilizing motion sensor and pressure sensor data |
-
2004
- 2004-03-03 US US10/792,510 patent/US7359283B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-12-23 CA CA2491340A patent/CA2491340C/en active Active
- 2004-12-23 CA CA2792023A patent/CA2792023C/en active Active
-
2005
- 2005-01-06 GB GB0500186A patent/GB2411722B/en active Active
- 2005-01-16 EG EG2005010027A patent/EG23702A/xx active
- 2005-01-17 AU AU2005200195A patent/AU2005200195B2/en active Active
- 2005-02-01 NO NO20050530A patent/NO337755B1/no unknown
- 2005-03-02 BR BRPI0500722-4A patent/BRPI0500722B1/pt active IP Right Grant
- 2005-03-03 MX MXPA05002448A patent/MXPA05002448A/es active IP Right Grant
- 2005-03-03 CN CN2005100518929A patent/CN1664617B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2008
- 2008-04-14 US US12/082,804 patent/US7684281B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2012
- 2012-11-19 NO NO20121365A patent/NO337083B1/no unknown
-
2016
- 2016-03-08 NO NO20160395A patent/NO342805B1/no unknown
-
2018
- 2018-07-10 NO NO20181019A patent/NO344449B1/no unknown
-
2019
- 2019-11-28 NO NO20191413A patent/NO20191413A1/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4979150A (en) * | 1989-08-25 | 1990-12-18 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | System for attenuation of water-column reverberations |
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 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2491340A1 (en) | 2005-09-03 |
NO342805B1 (no) | 2018-08-06 |
MXPA05002448A (es) | 2005-09-30 |
NO20160395A1 (no) | 2016-03-08 |
NO20121365L (no) | 2005-09-05 |
BRPI0500722A (pt) | 2005-10-18 |
NO337083B1 (no) | 2016-01-18 |
CN1664617B (zh) | 2010-05-26 |
CN1664617A (zh) | 2005-09-07 |
GB2411722B (en) | 2008-08-13 |
US7684281B2 (en) | 2010-03-23 |
US7359283B2 (en) | 2008-04-15 |
GB2411722A (en) | 2005-09-07 |
GB0500186D0 (en) | 2005-02-16 |
NO20050530L (no) | 2005-09-05 |
CA2792023A1 (en) | 2005-09-03 |
AU2005200195A1 (en) | 2005-09-22 |
CA2792023C (en) | 2016-02-09 |
GB2411722A8 (en) | 2005-09-12 |
NO20050530D0 (no) | 2005-02-01 |
NO20181019A1 (no) | 2005-09-05 |
NO20191413A1 (no) | 2005-09-05 |
US20080192571A1 (en) | 2008-08-14 |
AU2005200195B2 (en) | 2010-02-18 |
NO344449B1 (no) | 2019-12-09 |
US20050195686A1 (en) | 2005-09-08 |
BRPI0500722B1 (pt) | 2018-04-10 |
CA2491340C (en) | 2013-01-29 |
EG23702A (en) | 2007-05-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20191413A1 (no) | Fremgangsmåte for å kombinere signaler fra trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer i marine seismiske streamere | |
AU2011206597B2 (en) | Method to process marine seismic data | |
US8937848B2 (en) | Methods and systems to eliminate undesirable variations in time-lapse seismic surveys | |
AU2009225361B2 (en) | Method for optimum combination of pressure and particle motion sensors for a 3-D spread of dual-sensor marine seismic streamers | |
AU2010201504B2 (en) | Method for calculation of seismic attributes from seismic signals | |
EP3239743A1 (en) | Dual axis geophones for pressure / velocity sensing streamers forming a triple component streamer | |
EP2184621A1 (en) | Method for determining formation quality factor from dual-sensor marine seismic signals | |
NO303033B1 (no) | System for dempning av vanns÷yle-reverberasjoner | |
NO339392B1 (no) | Fremgangsmåte for demping av havbunnsmultipler i seismiske data | |
NO331334B1 (no) | Demping av stoy og multipler i seismikkdata ved hjelp av sensordata for trykk og vertikal partikkelbevegelse. | |
NO324643B1 (no) | Fremgangsmate for a korrigere effekten av koblingsdifferanser mellom trykk- og bevegelsessensorer ved marine seismiske undersokelser | |
AU2014203490A1 (en) | Survey techniques using streamers at different depths | |
NO318869B1 (no) | Fremgangsmate for maling av bunn-reflektivitet | |
EP3112907B1 (en) | Separation of up-going and down-going wavefields including the direct arrival | |
GB2448831A (en) | Combining the signals from pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers |