NO339072B1 - Hurtig 3-D-overflatemultippel-prediksjon - Google Patents
Hurtig 3-D-overflatemultippel-prediksjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO339072B1 NO339072B1 NO20065128A NO20065128A NO339072B1 NO 339072 B1 NO339072 B1 NO 339072B1 NO 20065128 A NO20065128 A NO 20065128A NO 20065128 A NO20065128 A NO 20065128A NO 339072 B1 NO339072 B1 NO 339072B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- deviation
- nominal
- azimuth
- input
- traces
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 51
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 16
- 230000004807 localization Effects 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 235000010956 sodium stearoyl-2-lactylate Nutrition 0.000 description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 2
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 2
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
- G01V2210/52—Move-out correction
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
- G01V2210/56—De-ghosting; Reverberation compensation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- 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)
- Foundations (AREA)
- Measuring Pulse, Heart Rate, Blood Pressure Or Blood Flow (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
- Compression Or Coding Systems Of Tv Signals (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører generelt marinseismiske undersøkelser og, mer særskilt, en fremgangsmåte for svekking av innvirkningen til overflatemultipler i seismiske signaler.
Seismiske undersøkelser er en fremgangsmåte for bestemmelse av strukturen til undergrunnsformasjoner. En seismisk undersøkelse benytter typisk seismikkenergikilder som genererer seismiske bølger, og seismikkmottakere som detekterer seismiske bølger. De seismiske bølger forplanter seg i formasjonene i grunnen, hvor en del av bølgene reflekteres fra grensesjiktene mellom undergrunnsformasjoner. Amplituden og polariteten til de reflekterte bølger bestemmes av forskjellene i akustisk impedans mellom berglagene som utgjør de undergrunnsformasjoner. Den akustiske impedansen til et berglag er produktet av den akustiske forplantningshastighet i laget og lagets tetthet. De seismiske mottakerne detekterer de reflekterte seismiske bølger og omdanner dem til representative elektriske signaler. Signalene blir typisk transmittert med elektriske, optiske, radio- eller andre midler til innretninger som registrerer signalene. Ved å analysere de registrerte signaler (eller traser), kan formen, posisjonen og sammensetningen av de undergrunnsformasjoner bestemmes.
En marinseismisk undersøkelse er en fremgangsmåte for bestemmelse av strukturen til undergrunnsformasjoner under vannmasser. En marinseismisk undersøkelse benytter typisk i vannet anordnede seismikkenergikilder og seismikkmottakere som enten slepes etter et fartøy eller plasseres på en bunn i vannet ut fra et fartøy. Energikilden er typisk en eksplosiv innretning eller et trykkluftsystem som genererer seismisk energi, som så forplanter seg i vannmassen og inn i de underliggende jordformasjoner. Når seismikkbølgene treffer grensesjikt mellom undergrunnsformasjoner, blir en del av seismikkbølgene reflektert tilbake gjennom jorden og vannet og til seismikkmottakerne, for detektering, transmittering og registrering. De seismiske mottakere som typisk benyttes i marinseismiske undersøkelser, er trykksensorer, så som hydrofoner. I tillegg kan det benyttes bevegelsessensorer, så som akselerasjonsmålere. Både kilder og mottakere kan strategisk omplasseres for dekking av undersøkelsesområdet.
Seismikkbølger blir imidlertid reflektert fra andre grensesjikt enn de som foreligger mellom de ønskede undergrunnsformasjoner. Seismikkbølger blir også reflektert fra bunnen og fra vannflaten, og de resulterende bølger blir på sin side reflektert osv. Bølger som reflekteres flere ganger benevnes som "multipler". Bølger som reflekteres flere ganger i vannlag mellom vannflaten og bunnen benevnes som "vann-bunn-multipler". Vann-bunn-multipler har lenge vært betraktet som et problem ved marinseismisk behandling og tolking, og det har derfor for håndtering av vann-bunn-multipler vært utviklet multippelsvekkingsmetoder basert på bølgeligninger. Imidlertid kan det defineres et større sett av multipler, innbefattende vann-bunn-multipler som et subsett. Det større sett inneholder multipler med oppadrettede refleksjoner fra grensesjikt mellom undergrunnsformasjoner i tillegg til oppadrettede refleksjoner fra bunnen. Multiplene i det større sett har til felles deres nedadrettede refleksjoner ved vannflaten og benevnes derfor som "overflatemultipler". Fig. 1, omtalt nedenfor, viser eksempler på ulike typer refleksjoner.
Fig. 1 viser rent skjematisk en marinseismisk undersøkelse. Prosedyren er generelt betegnet med henvisningstallet 100. Undergrunnsformasjoner som skal undersøkes, så som formasjonene 102 og 104, ligger under en vannmasse 106. Seismikkenergikilder 108 og seismikkmottakere 110 er plassert i vannmassen 106, typisk ved hjelp av ett eller flere seismikkfartøy (ikke vist). En seismikkilde, så som en luftkanon, tilveiebringer seismikkbølger i vannmassen 106, og en del av seismikkbølgene går ned gjennom vannet og mot de undergrunnsformasjoner 102 og 104 under vannmassen 106. Når seismikkbølgene når en seismikkreflektor vil en del av seismikkbølgene reflekteres oppover mens en del av seismikkbølgene fortsetter nedover. Seismikkreflektoren kan være vannbunnen 112 eller ett av grensesjiktene mellom to undergrunnsformasjoner, så som grensesjiktet 114 mellom formasjonene 102 og 104. Når de oppadrettede, reflekterte bølger når grensesjiktet mellom vann og luft ved vannflaten 116, vil en større andel av bølgene reflekteres nedover igjen. På denne måten kan seismikkbølgene reflekteres flere ganger mellom oppadreflektorer, så som vannbunnen 112 eller underliggende formasjonsgrensesjikt, og nedad-reflektoren ved vannflaten 116, slik det vil bli beskrevet nærmere nedenfor. Hver gang de reflekterte bølger forplanter seg forbi en seismikkmottaker 110, vil mottakeren 110 avføle de reflekterte bølger og generere representative signaler.
Primærrefleksjoner er de seismikkbølger som er reflektert bare én gang, fra vannbunnen 112 eller et grensesjikt mellom undergrunnsformasjoner, før de detekteres i en seismikkmottaker 110. Et eksempel på en primærrefleksjon er vist med strålebanene 120 og 122 i fig. 1. Primærrefleksjonene inneholder den ønskede informasjon vedrørende de undergrunnsformasjoner som er hensikten med den marinseismiske undersøkelse. Overflatemultipler er de bølger som er reflektert flere ganger mellom vannflaten 116 og enhver oppadreflektor, så som vannbunnen 112 eller formasjonsgrensesjiktene, før de avføles i en mottaker 110. Et eksempel på en overflatemultippel som er en vann-bunn-multippel, er vist med strålebanene 130, 132, 134 og 136. Det punkt i vannflaten 116 hvor bølgen reflekteres nedover, blir generelt betegnet som et nedadrefleksjonspunkt 133. Overflatemultiplen som starter i strålebanen 130, er en multippel av størrelsesorden én, fordi multiplen inneholder en refleksjon fra vannflaten 116. To eksempler på generelle overflatemultipler med oppoverrettede refleksjoner fra både vannbunnen 112 og formasjonsgrensesjikt er vist med strålebanene 140, 142, 144, 146, 148 og 150 og med strålebanene 160, 162, 164, 166, 168 og 170. Begge disse sistnevnte to eksempler på overflatemultipler er multipler av størrelsesorden to, fordi multiplene inneholder to refleksjoner fra vannflaten 116. Generelt vil en overflatemultippel være av størrelsesordenen i når den inneholder i refleksjoner fra vannflaten 116. Overflatemultipler er ekstern støy som forstyrrer det ønskede primære refleksjonssignal.
Overflatemultippelsvekking er en forstakkinversering av et registrert bølgefelt som fjerner alle størrelsesordner av samtlige overflatemultipler som forefinnes i det marinseismiske signal. Til forskjell fra noen bølgeligningsbaserte multippelsvekkingsalgoritmer, krever overflatemultippelsvekking ingen modellering av eller anslag vedrørende posisjoner, former og refleksjonskoeffisienter for de multippelbevirkende reflektorer. Isteden baserer overflatemultippelsvekking seg på den interne fysiske konsistens mellom primær- og multippelhendelser som må foreligge i ethvert skikkelig registrert marint datasett. Den informasjon som er nødvendig for overflatemultippelsvekkingbehandlingen ligger allerede i seismikkdataene.
Ulike tidligere metoder har vært forsøkt for fjerning av overflatemultipler fra registrerte traser. Man har eksempelvis merket seg at gangtiden for en vann-bunn-multippel er en funksjon av "avviket", dvs. avstanden mellom kilden og mottaker, og av antall ganger multiplen reflekteres fra overflaten. Dersom eksempelvis multiplen reflekteres fra overflaten én gang før den mottas i mikrofonen, og avviket er null, så vil multiplens gangtid være nøyaktig to ganger den for de prinsipale bølger. Dette faktum har vært benyttet i mange ulike forsøk på å fjerne multipler.
Andre metoder innbefatter bruk av komplekse strålefølgemetoder hvor det genereres en syntetisk multippelbølge som trekkes fra den virkelige bølgen for dermed å oppnå en antatt multippelfri registrering. Disse metoder er imidlertid tungvinte fordi de krever signifikant kjennskap til den undersjøiske struktur så vel som til havbunnen før den syntetiske bølgen kan genereres. Lignende syntetiske multipler kan genereres med mer nøyaktige metoder som ikke direkte innbefatter strålefølging, eksempelvis feltforplantningsmetoder, men disse krever også detaljert kjennskap til i det minste havbunnen, så vel som kjennskap til de undersjøiske grensesjikt, og er derfor ikke så praktiske som ønsket.
Det foreligger derfor et behov for en bedret fremgangsmåte for fjerning av registreringen av multippel-overflaterefleksjonshendelser fra seismiske registreringer for seismikkdatabehandlingsformål.
Utførelser av oppfinnelsen er generelt rettet mot en fremgangsmåte for prediktering av et flertall overflatemultipler for et flertall traser i en registrering av seismikkdata. I én utførelse innbefatter fremgangsmåten tilveiebringelsen av et flertall måltraser ved et nominelt avvik og en nominell asimut, velging av et flertall par av inngangstraser, idet midtpunktene til inngangstrasene i hvert par er atskilt med det halve nominelle avvik, og asimut til en linje som forbinder midtpunktene på inngangstrasene i hvert par er lik den nominelle asimut, konvolvering av det valgte par av inngangstraser for å generere et flertall konvolusjoner, og bruk av en tredimensjonal operator på konvolusjonene.
I en annen utførelse innbefatter valget av paret av inngangstraser deling av flertallet måltraser i én eller flere grupper i samsvar med avvikene, deling av hver gruppe i én eller flere subgrupper i samsvar med asimutene, valg av en første subgruppe som har et første nominelt avvik og en første nominell asimut, og valg av aflertallet av par av inngangstraser, idet midtpunktene til inngangstrasene i hvert par er atskilt med det halve første nominelle avvik, og asimut til en linje som forbinder midtpunktene til inngangstraséene i hvert par er lik den første nominelle asimut.
Oppfinnelsen skal nå forklares nærmere under henvisning til tegningen, som viser et utførelseseksempel av oppfinnelsen. Beskrivelsen er ikke ment å være begrensende, da det kan tenkes andre like effektive utførelser.
På tegningen viser:
Fig. 1 rent skjematisk en marinseismisk undersøkelse.
Fig. 2 viser et flytskjema for en fremgangsmåte for gjennomføring av en tredimensjonal overflatemultippelprediksjon i samsvar med én eller flere utførelser av oppfinnelsen. Fig. 3 viser et flytskjema for en annen fremgangsmåte for gjennomføring av en tredimensj onal overflatemultippelprediksj on.
Fig. 4 viser et grunnriss av en innhentingsgeometri.
Fig. 5 viser et datamaskinnettverk hvor ulike utførelser av oppfinnelsen kan implementeres. Fig. 2 viser et flytskjema for en fremgangsmåte 200 for gjennomføring av en tredimensjonal overflatemultippelprediksjon i samsvar med én eller flere utførelser av oppfinnelsen. I trinnet 210 blir et sett av måltraser delt i én eller flere grupper i samsvar med avvikene. Hver gruppe inneholder måltraser med avvik innenfor et spesifisert område, hvor et avvik defineres som den horisontale avstand mellom en kilde og en mottaker. Settet av måltraser definerer de lokaliseringer hvor multiplene skal predikteres. Avviks områdene spenner fra det korteste avvik i settet av måltraser, som typisk svarer til den mottaker som er anordnet nærmest bak fartøyet, eksempelvis ca. 100 meter, og til det lengste avvik i settet av måltraser, som typisk svarer til den mottaker som er anordnet lengst bak fartøyet, eksempelvis ca. 6000 meter. Hvert avviksområde har en nominell avviksverdi, som typisk vil være den sentrale avviksverdi i området. Eksempelvis kan måltraser med avvik mellom 100 meter og 150 meter være organisert i et område med en nominell avviksverdi på 125 meter mens måltraser med avvik mellom 150 og 200 meter kan være organisert i et annet område med en nominell avviksverdi på 175 meter.
I trinn 220 velges en gruppe, så som en første gruppe, av måltraser med avvik innenfor et første avviksområde. I trinn 230 deles den valgte gruppe av måltraser i én eller flere subgrupper av måltraser i samsvar med asimut. En asimut defineres som vinkelen mellom den linje som forbinder kilden og mottakeren og en fast retning, som typisk vil være den såkalte in-line-retning. Hvert asimutområde har en nominell verdi, som typisk vil være områdets sentrale verdi. På denne måten vil alle måltraser i en subgruppe ha samme eller lik asimut (eller ha samme nominelle asimut), og samme eller like avvik (eller ha samme nominelle avvik). I trinnet 240 velges en subgruppe, så som en første subgruppe, av måltraser. Den første subgruppe av måltraser er ved det første nominelle avvik og den første nominelle asimut.
I trinn 250 velges et sett av inngangstraser. Inngangstrasene er de traser fra hvilke de predikterte multipler beregnes. I én utførelse velges et sett av inngangstraser ved det halve av det nominelle avvik for den valgte subgruppe av måltraser. Det kan imidlertid velges et sett av inngangstraser ved et vilkårlig avviksområde. I en annen utførelse blir inngangstrasene interpolert og regulert. Alternativt kan flere avvik føres sammen og/eller sub-stakkes for derved å bedre samplingen og signal-støy-forholdet.
I trinnet 260 blir de valgte inngangstraser prekondisjonert for å simulere nullavvikstraser. De valgte inngangstraser kan prekondisjoneres ved hjelp av mange metoder som er kjent, så som en utflytingskorreksjon, en fullstendig migrasjon/demigrasjon og lignende. Inngangstrasene kan være lokalisert ved deres midtpunkter. På denne måten vil hver prekondisjonert inngangstrase simulere en trase som ville ha blitt registrert med en kilde og en mottaker ved midtpunktslokaliseringen.
I trinnet 270 blir hvert par av valgte prekondisjonerte inngangstraser konvolvert for å generere et sett av konvolusjoner. Parene velges slik at avstanden mellom midtpunktene til trasene i hvert par er lik det halve nominelle avvik for den valgte subgruppe av måltraser, og at asimut for linjen som forbinder midtpunktene av trasene i hvert par er lik den nominelle asimut for den valgte subgruppe av måltraser. Hver konvolusjon kan være lokalisert ved midtpunktet til den linje som forbinder midtpunktene til to traser i hvert par. Inngangstrasene kan også interpoleres for dannelse av konvolusjoner. Aktuelle eller mulige strukturelle dipp kan også tas hensyn til ved tilveiebringelsen av konvolusjonene.
I trinnet 280 benyttes en tredimensjonal operator på settet av konvolusjoner og resultatet lokaliseres ved midtpunktene til den valgte subgruppe av måltraser. I én utførelse er den tredimensjonale operator en tredimensjonal demigrasjonsoperator med et avvik lik halve det nominelle avvik for den valgte subgruppe av måltraser, og med en hastighet lik halve vannhastigheten. I et slikt tilfelle kan resultatet betegnes som demigrerte konvolusjoner. Et annet eksempel på den tredimensjonale operator er en poststakk- (nullavvik)-demigrasjon etterfulgt av en invers dipp-utflyting (DMO) og en invers utflytingskorreksjon. På denne måten kan overflatemultiplene for den valgte subgruppe av måltraser predikteres. I én utførelse kan resultatet korrigeres fra det nominelle avvik og asimut til det virkelige avvik og asimut. Eksempelvis kan avvikskorreksjonen gjennomføres ved hjelp av en differensialutflytingskorreksjon mens asimutkorresksjonen kan gjennomføres via en interpolering fra hosliggende asimuter.
Alternativt kan inngangstrasene konvolveres ved deres opprinnelige avvik og konvolusjonene kan korrigeres før bruken av den tredimensjonale operator. Korrigeringen kan gjennomføres ved hjelp av en utflytingskorreksjon med halve hastigheten (eller to ganger avviket).
I trinnet 285 treffes det en bestemmelse hvorvidt det eksisterer en annen subgruppe, så som en andre subgruppe, av måltraser med en andre nominell asimut. Er svaret positivt så går prosessen tilbake til trinn 240, hvor den andre subgruppen av måltraser velges. Behandlingen fortsetter gjennom trinnene 250-280 hvor et sett av inngangstraser (som kan være det samme som det første sett eller ikke) blir behandlet med bruk av den nominelle asimut for den andre subgruppe av måltraser, for derved å prediktere multipler for disse traser. Trinnene 240-285 fortsetter helt til samtlige subgrupper i den valgte gruppen er behandlet.
Er svaret negativt så går prosessen videre i trinn 290, hvor det treffes en bestemmelse hvorvidt det eksisterer en annen gruppe, så som en andre gruppe, av måltraser med et andre nominelt avvik. Er svaret positivt så går behandlingen tilbake til trinn 220, hvor den andre gruppe av måltraser med det andre nominelle avvik velges. Behandlingen fortsetter så gjennom trinnene 230-285, hvor ett eller flere sett av inngangstraser behandles med bruk av det nominelle avvik for den andre gruppe av måltraser, for prediktering av multipler for disse traser. Trinnene 220-290 fortsetter helt til samtlige grupper innenfor settet av måltraser er behandlet.
I én utførelse kan fremgangsmåten 200 benyttes for prediktering av de tredimensjonale overflatemultipler når det foreligger en vesentlig seismikkabel-avviksvinkel. I noen utførelser kan fremgangsmåten 200 benyttes for å prediktere multipler ved en spesifisert asimut og kan derfor ta hensyn til asimutvariasjoner i seismikkdataene. Slike asimutvariasjoner kan være en signifikant feilkilde i predikterte multipler. Som sådan, i samsvar med en annen utførelse av oppfinnelsen, kan fremgangsmåten 200 benyttes for prediktering av feil på en måte lik den som benyttes i todimensjonale og tredimensjonale overflatemultippelprediksjonsmetoder som beskrevet i US patentsøknad serienr. 10/668,927 (US patent 7 181 347).
Dragoset et al., Geophysics vol. 63, no. 2, april 1998, side 772-78: "Some remarks on surface multiple attenuation", beskriver også en fremgangsmåte for å prediktere et flertall av overflatemultipler for et flertall av traser i en registrering av seismikkdata.
Fig. 3 viser et flytskjema for en annen fremgangsmåte 300 for gjennomføring av en tredimensjonal overflatemultippelprediksjon. I trinn 310 deles et sett av måltraser i én eller flere grupper av traser i samsvar med avvikene. Settet av måltraser definerer de steder hvor multiplene skal predikteres. Hver gruppe inneholder måltraser med avvik innenfor et spesifisert område. På samme måte som måltrasene som er beskrevet i forbindelse med trinn 210, kan hvert avviksområde ha en nominell avviksverdi, som typisk vil være den sentrale avviksverdien i dette området.
I trinn 320 prekondisjoneres en registrering av seismiske inngangstraser. Det vil si at registreringen av seismiske inngangstraser separeres i undergrunns inngangslinjer (SSL) og at hver inngangs-SSL reguleres i samsvar med konvensjonelle reguleringsmetoder som vil være kjent for fagpersoner. Etter reguleringen vil tverrlinjeavviket mellom hver kilde og mottaker være null, og in-line-avviket mellom hver kilde og mottaker vil være regulært. Så snart registreringen av seismiske inngangstraser er regularisert til inngang-SSL'er blir de regulariserte traser ekstrapolert i samsvar med konvensjonelle ekstrapoleringsmetoder som vil være kjent for en fagperson. Etter ekstrapoleringen fylles gapet mellom hver kilde og den mottaker som er nærmest kilden for hver inngangs-SSL, med ekstrapolerte mottakere. Som resultat vil hver inngangs-SSL ha traser med null tverrlinjeavvik og regulære økende in-line-avvik, startende fra null.
I trinn 330 blir de todimensjonale overflatemultiplene for hver inngangs-SSL prediktert ved hjelp av en konvensjonell todimensjonal prediksjonsalgoritme som vil være kjent for en fagperson. I trinnet 340 blir de predikterte todimensjonale overflatemultipler sortert i ett eller flere plan (eller grupper) i samsvar med avvikene. Hvert plan inneholder multipler med et spesifisert område av avvik. Hvert avviksområde kan ha en nominell avviksverdi, som typisk vil være den sentrale avviksverdien i området. I trinnet 345 velges et plan med de predikterte todimensjonale overflatemultipler med et nominelt avvik, så som et første nominelt avvik.
I trinn 350 benyttes en todimensjonal operator på planet med predikterte todimensjonale overflatemultipler og resultatet lokaliseres ved midtpunktene til en gruppe av måltraser med det første nominelle avvik. Den todimensjonale operator kan være en todimensjonal demigrasjonsoperator med en hastighet lik halve vannhastigheten eller halvparten av den primære hastighet. På denne måten tar de todimensjonale multippelprediksjoner hensyn til variasjoner i inngangs-SSL'en i in-line-retningen mens den todimensjonale operator tar hensyn til variasjoner i inngangs-SSL'en i tverrlinjeretningen.
I trinn 360 foretas en bestemmelse hvorvidt det eksisterer et plan med predikterte todimensjonale overflatemultipler ved et andre nominelt avvik. Er svaret positivt går behandlingen tilbake til trinn 345, hvor det velges et plan med predikterte todimensjonale overflatemultipler ved et andre nominelt avvik. Behandlingen fortsetter så til trinn 350, hvor en todimensjonal operator benyttes på planet med predikterte todimensjonale overflatemultipler ved det andre nominelle avvik, og resultatet lokaliseres ved midtpunktene til en gruppe av måltraser ved det andre nominelle avvik. Trinnene 345-360 fortsetter helt til samtlige av de predikterte todimensjonale overflatemultipler ved ulike nominelle avvik er behandlet. I én utførelse kan fremgangsmåten 300 benyttes for prediktering av de tredimensjonale overflatemultipler når seismikkablene alle er i hovedsaken innbyrdes parallelle og har neglisjerbare avviks vinkler.
I avsnittene nedenfor gis det matematiske derivasjoner for fremgangsmåtene 200 og 300 i samsvar med én eller flere utførelser av oppfinnelsen kan implementeres med.
Fig. 4 viser et grunnriss av en innhentingsgeometri som én eller flere utførelser av oppfinnelsen. Overflatemultipler for en trase (S, R), med kilde ved S og mottaker ved R, skal predikteres. M og h defineres som henholdsvis midtpunkt og avvik for (S, R). X defineres som et potensielt nedad-refleksjonspunkt (DRP) for overflatemultiplene.
En tredimensjonal overflatemultippelprediksjon kan gjennomføres ved å konvolvere trasen (S, X) med trasen (X, R) og summere disse konvolusjoner over samtlige mulige X. For å kunne gjøre dette må trasene (S, X) og (X, R) generelt kunne estimeres fra registrerte traser. En måte for estimering av trasen (S, X) er å benytte en differensial-utlfytingskorreksjon på en trase med et lignende midtpunkt Ms fra det registrerte datasett og med et lignende avvik. Trasen (X, R) kan estimeres på tilsvarende måte. Differensialutflytingen som benyttes for trasen for estimering av (S, X), vil ikke bare være avhengig av avviket, men også av avviket fra S til X, i fig. 4 angitt som xs. Typisk vil en gitt registrert trase bare bli benyttet for estimering av én trase for hver undergrunns linje (SSL) i prediksjonsprosessen, men vil bli benyttet for hver SSL innenfor en gitt apertur av den registrerte trase. Som sådan kan differensialutflytingskorreksjonen og konvolusjonen gjentas for hver SSL hvor det kreves en prediksjon.
Rekkefølgen av utflytingskorreksjonen og konvolusjonen kan endres, dvs. at traser med midtpunkter ved Ms og MR kan konvolveres før utflytingskorreksjonen gjennomføres, og den resulterende feil kan korrigeres etter konvolusjonen. De registrerte traser kan prosesseres til tilnærmede (kinematisk) nullavvikstraser ved midtpunktlokaliseringene. For en enkel, første ordens multippel fra en horisontal reflektor ved tiden to i et konstanthastighetmedium med hastighet v, vil de primære refleksjoner skje ved tiden to på nullavvikstrasene ved Ms og MR, og ved tiden 2to på deres konvolusjon. Gangtiden for den primære refleksjon på trasen (S, X) er bestemt av: og tilsvarende for trasen (X, R), slik at gangtiden for konvolusjonen av disse traser vil være gitt av:
Det gjennomføres således en post-konvolusjonskorreksjon for å kartlegge en hendelse ved tiden 2to til tiden t(X). På dette punkt vil en konstanthastighet-demigrasjonsoperator med hastigheten V gi en migrert tid tm til en demigrert tid ta som gitt av: hvor Xs og XR er avstandene fra det migrerte sted og til henholdsvis det demigrerte kildested og mottakersted. Ligningen (3) har en lignende form for post-konvolusjonskorreksjonen. Dersom således tm = 2to og U = t(X), så vil ligning (3) få følgende form:
Ligning (4) vil være identisk med post-konvolusjon-korreksjonen dersom den konvolverte trase er lokalisert ved X, og Xs = xs, XR= xRog V = v. Imidlertid vil stedet X være avhengig av S og R, og derfor gjentas demigrasjonen hver gang en endring i (S, R) gir en endring i X. Den konvolverte trase kan være lokalisert ved det "migrerte sted" Mx, midtpunktet til Ms og MR, som ikke er avhengig av S eller R, men bare av Ms og MR. Dersom S' og R' defineres som midtpunktene for (S, M) og (M, R), så vil avstandene fra Mxtil S' og R' være henholdsvis xs/2 og xR/2. Demigrasjonen fra Mxtil (S\ R') gir således en demigrert gangtid som gitt av ligning (3) med Xs = xs/2 og XR= xR/2, som gir den ønskede demigrerte gangtid dersom hastigheten V = v/2.
(Ms, MR) er parallell med (S, R) og avviket fra Ms til MR er h/2. Dersom således avviket og asimut for (S, R) er fastlagt, så vil også avviket og asimut for (Ms, MR) være kjent. Dersom Mxer bestemt og et datavolum som har vært kinematisk mappet til nullavvik, er tilgjengelig, så kan Ms og MR bestemmes, og de korresponderende traser kan konvolveres fra dette volum, idet konvolusjonen plasseres i et nytt volum ved stedet Mx. En gjentagelse av denne operasjon for samtlige Mx, og deretter en demigrering av volumet ved konstant avvik (h/2) og asimut (som definert foran) med hastighet v/2, vil gi de predikterte multipler for hele avviksplanet.
En forskjell mellom utførelsene ifølge oppfinnelsen og tidligere kjent teknikk er at trasene konvolveres ved faste (ofte null) avvik før avviket korrigeres. Den bedring som oppnås med de ulike inventive utførelser skyldes at det gjøres noen aproksimasjoner i derivasjonen av algoritmen. Teori og forsøk har vist at, i mange tilfeller, vil de predikterte multipler være tilstrekkelig nøyaktige slik at de kan subtraheres adaptivt. Når tverrlinje-dippeffekter er signifikante, vil multipler som predikert ved hjelp av ulike inventive utførelser være meget mer nøyaktige enn de som predikeres ved hjelp av en todimensjonal overflatemultippelalgoritme.
Fig. 5 viser et datamaskinnettverk 500, hvor utførelser av oppfinnelsen kan implementeres. Datamaskinnettverket 500 innbefatter en systemdatamaskin 530, som kan være en hvilken som helst konvensjonell PC eller arbeidsstasjon, så som en UNIX-basert arbeidsstasjon. Systemdatamaskinen 530 har kommunikasjon med disklagringsinnretninger 529, 531 og 530, som kan være eksterne harddisk-lagringsinnretninger. Disklagringsinnretningene 529, 531 og 530 kan være konvensjonelle harddisk-drifter, og kan som sådanne implementeres ved hjelp av et lokalt områdenettverk eller med fjernaksess. Selv om disklagringsinnretningene 529, 531 og 533 er vist som separate innretninger, kan det selvfølgelig benyttes én enkelt disklagringsinnretning for lagring av programinstruksjoner, måledata, og resultater, etter behov.
I én utførelse blir seismikkdata fra hydrofoner lagret i disklagringsinnretningen 531. Systemdatamaskinen 530 kan få de egnede data fra disklagringsinnretningen 531 for gjennomføring av den tredimensjonale overflatemultippelprediksjon i samsvar med programinstruksjoner som korresponderer med de her beskrevne fremgangsmåter. Programinstruksjonene kan være skrevet i et datamaskinprogramspråk så som C++, Java og lignende. Programinstruksj onene kan lagres i en datamaskinlesbar hukommelse, så som en programdisklagringsinnretning 533. Selvfølgelig kan hukommelsesmediet som benyttes for lagring av programinstruksj onene være av en hvilken som helst konvensjonell type som benyttes for lagring av datamaskinprogram, herunder harddisk-drifter, floppy disker, CD-ROM og andre optiske media, magnetbånd, og lignende.
I samsvar med den foretrukkede utførelse av oppfinnelsen har systemdatamaskinen 530 primært et grafisk display 527, eller kan alternativt levere resultater via en printer 528. Systemdatamaskinen 530 kan lagre resultatene fra de foran beskrevne fremgangsmåter i disklageret 529, for senere bruk og videre analyse. Tastaturet 526 og pekeinnretningen (eksempelvis en mus, kule eller lignende) 525 kan være tilordnet systemdatamaskinen 530 for å muliggjøre en interaktiv operasjon.
Systemdatamaskinen 530 kan være plassert i et datasenter i en avstand fra undersøkelsesområdet. Systemdatamaskinen 530 har forbindelse med hydrofoner (direkte eller via en registreringsenhet, ikke vist), for å kunne motta signaler som er indikative for den reflekterte seismiske energi. Disse signaler, etter en konvensjonell formatering og annen behandling, lagres av systemdatamaskinen 530 som digitale data i disklageret 531, for senere uttak og behandling som beskrevet foran. Selv om fig. 5 viser et disklager 531 som er direkte forbundet med systemdatamaskinen 530, kan disklagringsinnretningen 531 være tilgjengelig via et lokalt områdenettverk eller ved hjelp av fjernaksess. Videre, selv om disklagringsinnretningene 529, 531 er vist som separate innretninger for lagring av seismiske inngangsdata og analyseresultater, kan disklagringsinnretningene 529, 531 være i form av én enkelt disk-drift (enten sammen med eller atskilt fra programdisklagringsinnretningen 533), eller på annen konvensjonell måte som vil være kjent for fagpersonen, som har kjennskap til foreliggende beskrivelse.
Claims (18)
1. Fremgangsmåte for prediktering av et flertall overflatemultipler for et flertall traser i en registrering av seismikkdata,
karakterisert ved
tilveiebringelse av et flertall måltraser ved et nominelt avvik og en nominell asimut,
velging av et flertall par av inngangstraser, idet midtpunktene til inngangstrasene i hvert par er atskilt med det halve nominelle avvik, og asimut til en linje som forbinder midtpunktene til inngangstrasene i hvert par er lik den nominelle asimut,
konvolvering (270) av det valgte par av inngangstraser for å generere et flertall konvolusjoner, og
bruk (280) av en tredimensjonal operator på konvolusjonene.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
videre omfattende en prekondisjonering av inngangstrasene til å simulere nullavvikstraser ved en moveout-korreksjon.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvor måltrasene tilveiebringer de steder hvor overflatemultiplene predikteres.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvor valget av par av inngangstraser innbefatter valg av inngangstraser ved det halve nominelle avvik.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
videre omfattende interpolering og regulering av inngangstrasene.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvor den tredimensjonale operator er en tredimensjonal demigrasjonsoperator som har et avvik lik det halve nominelle avvik og en hastighet lik halvparten av vannhastigheten eller halvparten av en multippel-hastighetsfunksjon.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
hvor valget av flertallet av par av inngangstraser omfatter: deling (210) av flertallet måltraser i én eller flere grupper i samsvar med avvikene, deling (230) av hver gruppe i én eller flere subgrupper i samsvar med asimutene, valg (240) av en første subgruppe som har et første nominelt avvik og en første nominell asimut, valg (250) av flertallet av par av inngangstraser, idet midtpunktene til inngangstrasene i hvert par er atskilt med det halve første nominelle avvik, og asimut til en linje som forbinder midtpunktene til inngangstrasene i hvert par er lik den første nominelle asimut.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
hvor måltrasene i hver gruppe er ved et nominelt avvik.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 8,
hvor det nominelle avviket er en sentral avviksverdi innenfor et område av avvik.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
hvor måltrasene i hver subgruppe er ved et nominelt avvik og en nominell asimut.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 10,
hvor den nominelle asimut er en sentral asimutverdi i et område av asimuter.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 7,
videre innbefattende en prekondisjonering av inngangstrasene til å simulere nullavvikstraser.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 7,
videre innbefattende en lokalisering av hver konvolusjon ved midtpunktet til den linje som forbinder midtpunktene til inngangstrasene i hvert par.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 7,
hvor bruken av den tredimensjonale operator på konvolusjonene innbefatter en lokalisering av resultatet av bruken av den tredimensjonale operator ved midtpunktene til måltrasene.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,
videre innbefattende korrigering av resultatet til en virkelig offset og en virkelig asimut.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
hvor den tredimensjonale operator er en tredimensjonal demigrasjonsoperator som har et avvik lik halve det første nominelle avvik og en hastighet som er lik halve vannhastigheten eller halvparten av en multippel-hastighetsfunksjon.
17. Datamaskinlesbart medium, inneholdende instruksjoner som, når de eksekveres av en datamaskin, bevirker at datamaskinen utfører en fremgangsmåte som definert i ethvert av kravene 1 til 16.
18. Apparat for prediktering av et flertall overflatemultipler for et flertall traser i en registrering av seismikkdata, idet apparatet omfatter en datamaskin programmert til å utføre en fremgangsmåte som definert i ethvert av kravene 1 til 16.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US56022304P | 2004-04-07 | 2004-04-07 | |
PCT/US2004/023120 WO2005103765A1 (en) | 2004-04-07 | 2004-07-16 | Fast 3-d surface multiple prediction |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20065128L NO20065128L (no) | 2006-11-07 |
NO339072B1 true NO339072B1 (no) | 2016-11-07 |
Family
ID=34958607
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20065128A NO339072B1 (no) | 2004-04-07 | 2006-11-07 | Hurtig 3-D-overflatemultippel-prediksjon |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7505360B2 (no) |
EP (2) | EP2386880B1 (no) |
AU (1) | AU2004318850B2 (no) |
MX (1) | MXPA06011577A (no) |
NO (1) | NO339072B1 (no) |
RU (1) | RU2333515C1 (no) |
WO (1) | WO2005103765A1 (no) |
Families Citing this family (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2005103764A1 (en) * | 2004-04-07 | 2005-11-03 | Westerngeco, L.L.C. | Generalized 3d surface multiple prediction |
RU2333515C1 (ru) * | 2004-04-07 | 2008-09-10 | Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед | Быстрое трехмерное прогнозирование кратных волн от поверхности земли |
GB2420881B (en) * | 2004-12-01 | 2008-01-16 | Westerngeco Ltd | Processing seismic data |
US7257492B2 (en) | 2005-08-26 | 2007-08-14 | Westerngeco L.L. | Handling of static corrections in multiple prediction |
US7400552B2 (en) | 2006-01-19 | 2008-07-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys |
US7586811B2 (en) * | 2006-06-02 | 2009-09-08 | Westerngeco L.L.C. | Subsalt velocity model building |
US8559265B2 (en) | 2007-05-17 | 2013-10-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data |
US8488409B2 (en) | 2007-05-17 | 2013-07-16 | Westerngeco L.L.C. | Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines |
US7843766B2 (en) * | 2008-03-24 | 2010-11-30 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for monitoring time-dependent subsurface changes |
US9857491B2 (en) | 2008-05-15 | 2018-01-02 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
US8681580B2 (en) | 2008-05-15 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
US7987054B2 (en) | 2008-05-23 | 2011-07-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient multiple prediction in two and three dimensions |
US8724426B2 (en) | 2008-06-03 | 2014-05-13 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation |
US9594181B2 (en) | 2008-06-13 | 2017-03-14 | Westerngeco L.L.C. | Filtering and presentation of heading observations for coil shooting |
US9052411B2 (en) | 2008-06-13 | 2015-06-09 | Westerngeco L.L.C. | Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path |
US8174928B2 (en) * | 2008-08-18 | 2012-05-08 | Westerngeco L.L.C. | Reducing a number of required channels for seismic sensors |
US8947976B2 (en) * | 2008-10-03 | 2015-02-03 | Westerngeco L.L.C. | Harmonic attenuation using multiple sweep rates |
US8483008B2 (en) | 2008-11-08 | 2013-07-09 | Westerngeco L.L.C. | Coil shooting mode |
US8711654B2 (en) | 2009-12-30 | 2014-04-29 | Westerngeco L.L.C. | Random sampling for geophysical acquisitions |
US8681581B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition |
US8478531B2 (en) * | 2010-01-20 | 2013-07-02 | Pgs Geophysical As | Dip-based corrections for data reconstruction in three-dimensional surface-related multiple prediction |
US8126652B2 (en) | 2010-01-20 | 2012-02-28 | Pgs Geophysical As | Azimuth correction for data reconstruction in three-dimensional surface-related multiple prediction |
CA2792350A1 (en) * | 2010-03-26 | 2011-09-29 | Paul James Hatchell | Seismic clock timing correction using ocean acoustic waves |
US8437218B2 (en) * | 2010-06-29 | 2013-05-07 | Westerngeco Llc | Correcting geometry-related time and amplitude errors |
US9103942B2 (en) | 2011-10-28 | 2015-08-11 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for survey designs |
CA2865177C (en) | 2012-03-09 | 2021-02-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Signal enhancement using diversity shot stacking for reverse time migration (dessert) |
US9671511B2 (en) | 2012-08-31 | 2017-06-06 | Cgg Services Sas | Horizontal streamer broadband marine seismic acquisition configuration and processing |
US9823369B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-11-21 | Cgg Services Sas | System and method for correcting near surface statics by using internal multiples prediction |
US10295687B2 (en) * | 2016-08-30 | 2019-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Attenuation of multiple reflections |
BR112020000094A2 (pt) | 2017-07-05 | 2020-07-07 | Schlumberger Technology B.V. | estimativa múltipla interna da sísmica de reflexão |
Family Cites Families (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4380059A (en) * | 1980-08-20 | 1983-04-12 | Mobil Oil Corporation | F-K Filtering of multiple reflections from a seismic section |
US4887243A (en) * | 1982-12-27 | 1989-12-12 | Mobil Oil Corporation | Removal of surface multiples |
US5430689A (en) * | 1991-07-03 | 1995-07-04 | Atlantic Richfield Company | Method for acquiring marine seismic data having statistically distributed azimuths and offsets |
US5235556A (en) * | 1992-01-10 | 1993-08-10 | Halliburton Geophysical Services Inc. | Interpolation of aliased seismic traces |
US5392255A (en) * | 1992-10-15 | 1995-02-21 | Western Atlas International | Wavelet transform method for downward continuation in seismic data migration |
US5540093A (en) * | 1994-11-15 | 1996-07-30 | Western Atlas International | Method for optimizing the alignment of a horizontal borehole relative to the strike of rock-layer stress planes |
US6021379A (en) * | 1997-07-29 | 2000-02-01 | Exxon Production Research Company | Method for reconstructing seismic wavefields |
US6094620A (en) * | 1999-01-08 | 2000-07-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for identifying and removing multiples from seismic reflection data |
US6169959B1 (en) * | 1999-05-27 | 2001-01-02 | Baker Hughes Incorporated | Method of predicting kinematics for surface multiples |
US6507787B1 (en) * | 1999-10-18 | 2003-01-14 | Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras | Method for the suppression of multiple reflections from marine seismic data |
US6480440B2 (en) * | 2001-03-07 | 2002-11-12 | Westerngeco, L.L.C. | Seismic receiver motion compensation |
US20030187583A1 (en) * | 2002-04-01 | 2003-10-02 | Martin Federico D. | Method and apparatus for resolving shear wave seismic data |
US6636810B1 (en) * | 2002-05-24 | 2003-10-21 | Westerngeco, L.L.C. | High-resolution Radon transform for processing seismic data |
NO322089B1 (no) * | 2003-04-09 | 2006-08-14 | Norsar V Daglig Leder | Fremgangsmate for simulering av lokale prestakk dypmigrerte seismiske bilder |
FR2854244B1 (fr) * | 2003-04-23 | 2005-06-24 | Geophysique Cie Gle | Procede de traitement, et notamment de filtrage, de donnees sismiques correspondant a des acquisitions realisees sur un milieu presentant une anisotropie azimutale |
EP1620752A2 (en) * | 2003-05-02 | 2006-02-01 | WesternGeco, L.L.C. | Method for computing and using timing errors that occur in multiples predicted by multiple prediction algorithm |
US6832161B1 (en) * | 2003-08-15 | 2004-12-14 | Westerngeco, L.L.C. | Method for attenuating water layer multiples |
US7181347B2 (en) * | 2003-09-23 | 2007-02-20 | Westerngeco, L.L.C. | Method for the 3-D prediction of free-surface multiples |
RU2333515C1 (ru) * | 2004-04-07 | 2008-09-10 | Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед | Быстрое трехмерное прогнозирование кратных волн от поверхности земли |
US7505362B2 (en) * | 2004-11-08 | 2009-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Method for data regularization for shot domain processing |
US7197399B2 (en) * | 2005-01-13 | 2007-03-27 | Bp Corporation North America, Inc. | Method of multiple attenuation |
CA2598024A1 (en) * | 2005-02-18 | 2006-08-24 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for using time-distance characteristics in acquisition, processing and imaging of t-csem data |
US7477992B2 (en) * | 2005-02-18 | 2009-01-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for combining seismic data sets |
FR2884619B1 (fr) * | 2005-04-19 | 2007-09-07 | Cie Generale De Geophysique Sa | Procede de traitement de donnees sismiques en vue de la realisation d'un pointe rmo |
US7257492B2 (en) * | 2005-08-26 | 2007-08-14 | Westerngeco L.L. | Handling of static corrections in multiple prediction |
US7397728B2 (en) * | 2005-08-26 | 2008-07-08 | Westerngeco L.L.C. | Method for processing a record of seismic traces |
US7450469B2 (en) * | 2006-05-19 | 2008-11-11 | Westerngeco L.L.C. | Water velocity corrections |
-
2004
- 2004-07-16 RU RU2006139059/28A patent/RU2333515C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-07-16 EP EP11176679.6A patent/EP2386880B1/en active Active
- 2004-07-16 WO PCT/US2004/023120 patent/WO2005103765A1/en active Application Filing
- 2004-07-16 US US10/599,395 patent/US7505360B2/en active Active
- 2004-07-16 AU AU2004318850A patent/AU2004318850B2/en not_active Ceased
- 2004-07-16 MX MXPA06011577A patent/MXPA06011577A/es active IP Right Grant
- 2004-07-16 EP EP04778557.1A patent/EP1738201B1/en active Active
-
2006
- 2006-11-07 NO NO20065128A patent/NO339072B1/no unknown
-
2009
- 2009-01-27 US US12/360,613 patent/US8879353B2/en active Active
-
2011
- 2011-09-26 US US13/244,965 patent/US8611182B2/en active Active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
DRAGOSET W H ET AL: "Some remarks on surface multiple attenuation", GEOPHYSICS, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, US, vol. 63, no. 2, 1 April 1998 (1998-04-01), US, pages 772 - 789, XP002314826, ISSN: 0016-8033, DOI: 10.1190/1.1444377 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20070274153A1 (en) | 2007-11-29 |
US8611182B2 (en) | 2013-12-17 |
MXPA06011577A (es) | 2008-03-11 |
EP2386880A2 (en) | 2011-11-16 |
EP2386880B1 (en) | 2018-10-10 |
AU2004318850B2 (en) | 2008-08-28 |
US8879353B2 (en) | 2014-11-04 |
NO20065128L (no) | 2006-11-07 |
RU2006139059A (ru) | 2008-05-20 |
US20120033527A1 (en) | 2012-02-09 |
US7505360B2 (en) | 2009-03-17 |
US20090129202A1 (en) | 2009-05-21 |
WO2005103765A1 (en) | 2005-11-03 |
EP1738201A1 (en) | 2007-01-03 |
EP2386880A3 (en) | 2014-01-15 |
AU2004318850A1 (en) | 2005-11-03 |
EP1738201B1 (en) | 2014-04-09 |
RU2333515C1 (ru) | 2008-09-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339072B1 (no) | Hurtig 3-D-overflatemultippel-prediksjon | |
US8437218B2 (en) | Correcting geometry-related time and amplitude errors | |
NO339499B1 (no) | Generalisert 3D-overflate-multippel prediksjon | |
NO339392B1 (no) | Fremgangsmåte for demping av havbunnsmultipler i seismiske data | |
US8811113B2 (en) | Method of summing dual-sensor towed streamer signals using seismic reflection velocities | |
CN105209934B (zh) | 用于多分量基准面校正的方法和设备 | |
NO339057B1 (no) | Seismisk prosessering for eliminering av multiple refleksjoner | |
CN103245969A (zh) | 用于在震源虚反射去除之后确定源特征波形的方法和系统 | |
US11733418B2 (en) | P/S wave measurement and compensation | |
GB2424952A (en) | Source and receiver side wave field separation in seismic surveying | |
EP2674788A2 (en) | Surface-Related Multiple Elimination for Depth-Varying Streamer | |
US20140200814A1 (en) | Dip tomography for estimating depth velocity models by inverting pre-stack dip information present in migrated/un-migrated pre-/post-stack seismic data | |
WO2013093467A1 (en) | Method of, and apparatus for, full waveform inversion | |
EP2669712B1 (en) | Method for processing dual-sensor streamer data with anti-alias protection | |
EP2743737A2 (en) | Methods and systems for quality control of seismic illumination maps | |
US20190146112A1 (en) | Method for determining sensor depths and quality control of sensor depths for seismic data processing | |
AU2017295827B2 (en) | Method for determining sensor depths and quality control of sensor depths for seismic data processing | |
MX2013015014A (es) | Metodos y sistemas para control de calidad de mapas de iluminacion sismicos. |