RU2010103987A - Способы и системы для обработки микросейсмических данных - Google Patents
Способы и системы для обработки микросейсмических данных Download PDFInfo
- Publication number
- RU2010103987A RU2010103987A RU2010103987/28A RU2010103987A RU2010103987A RU 2010103987 A RU2010103987 A RU 2010103987A RU 2010103987/28 A RU2010103987/28 A RU 2010103987/28A RU 2010103987 A RU2010103987 A RU 2010103987A RU 2010103987 A RU2010103987 A RU 2010103987A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- source
- microseismic data
- data according
- wave signals
- processing
- Prior art date
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/12—Signal generation
- G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/67—Wave propagation modeling
- G01V2210/679—Reverse-time modeling or coalescence modelling, i.e. starting from receivers
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)
- Electrophonic Musical Instruments (AREA)
Abstract
1. Способ обработки микросейсмических данных, содержащий этапы, на которых: ! регистрируют трехкомпонентные микросейсмические данные волновых сигналов; ! определяют меру соответствия волновых сигналов в частотной области посредством ! построения в частотной области по меньшей мере одного функционала несоответствия амплитуд и кросс-фазного функционала между вступлениями; и ! оценивают параметры источника и/или параметры модели. ! 2. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором построение функционала несоответствия амплитуд содержит определение одной или нескольких функций источника в частотной области с использованием обращения времени. ! 3. Способ обработки микросейсмических данных по п.2, в котором обращение времени содержит обращение времени методом наименьших квадратов. ! 4. Способ обработки микросейсмических данных по п.2, в котором определение одной или нескольких функций источника содержит определение одной или нескольких из (1) одной функции источника для P-волны и двух функций источника для S-волны; (2) одной функции источника и по меньшей мере одной составляющей тензора момента источника; и (3) функций источника для каждой составляющей тензора момента источника. ! 5. Способ обработки микросейсмических данных по п.2, в котором определение одной или нескольких функций источника в частотной области с использованием обращения времени содержит использование анизотропной скоростной модели с неупругим поглощением (Q). ! 6. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором построение кросс-фазного функционала между вступлениями содержит построение функционала спектральной когере
Claims (31)
1. Способ обработки микросейсмических данных, содержащий этапы, на которых:
регистрируют трехкомпонентные микросейсмические данные волновых сигналов;
определяют меру соответствия волновых сигналов в частотной области посредством
построения в частотной области по меньшей мере одного функционала несоответствия амплитуд и кросс-фазного функционала между вступлениями; и
оценивают параметры источника и/или параметры модели.
2. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором построение функционала несоответствия амплитуд содержит определение одной или нескольких функций источника в частотной области с использованием обращения времени.
3. Способ обработки микросейсмических данных по п.2, в котором обращение времени содержит обращение времени методом наименьших квадратов.
4. Способ обработки микросейсмических данных по п.2, в котором определение одной или нескольких функций источника содержит определение одной или нескольких из (1) одной функции источника для P-волны и двух функций источника для S-волны; (2) одной функции источника и по меньшей мере одной составляющей тензора момента источника; и (3) функций источника для каждой составляющей тензора момента источника.
5. Способ обработки микросейсмических данных по п.2, в котором определение одной или нескольких функций источника в частотной области с использованием обращения времени содержит использование анизотропной скоростной модели с неупругим поглощением (Q).
6. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором построение кросс-фазного функционала между вступлениями содержит построение функционала спектральной когерентности, усредненного по частоте.
7. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором дополнительно поворачивают данные о волновых сигналах к географической системе координат Восток, Север, Верх (ENU).
8. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором микросейсмические данные о волновых сигналах регистрируют множеством трехкомпонентных геофонов.
9. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, дополнительно содержащий совместную χ2-функцию правдоподобия, содержащую функционал несоответствия амплитуд и кросс-фазный функционал с многомерным априорным распределением вероятности; и максимизируют или выбирают функцию апостериорной вероятности, используя методы глобального поиска.
10. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором микросейсмические данные о волновых сигналах регистрируют во время операции гидравлического разрыва.
11. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором микросейсмические данные о волновых сигналах регистрируют во время операции перфорирования.
12. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором дополнительно определяют одну или несколько функций источника в частотной области, используя:
где d - данные о волновых сигналах, регистрируемые множеством трехкомпонентных геофонов на местах x;
ω - угловая частота;
k представляет волны трех различных типов (P, Sv, Sh);
j - индекс приемника;
uk(ω) - функция перемещения источника для волны k-го типа;
Skj - амплитуда излучения источника;
Tkj - суммарные потери при распространении волны по лучу;
Gkj - геометрическое расхождение;
tkj - время вступления;
Qkj - взвешенное по времени среднее гармоническое значений (изотропного) Q вдоль луча;
fr - опорная частота для моделирования поглощения, обусловленного Q, частота, на которой нет дисперсии фазы; и
h kj - вектор поляризации на приемнике.
13. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором функционал несоответствия амплитуд представляет собой:
где d - данные, регистрируемые сетью трехкомпонентных геофонов;
ω - угловая частота;
Nω - количество частот; и
15. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором дополнительно образуют совместную функцию апостериорной вероятности вектора m модели, используя:
где d - данные о волновых сигналах, регистрируемые множеством трехкомпонентных геофонов на местах x;
I - априорная информация о распределении модели;
где µ - ожидаемое значение;
σ - стандартное отклонение.
16. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, дополнительно содержащий этап формирования изображений отражающих границ между местом нахождения источника и приемниками, на котором:
определяют одну или несколько функций источника в частотной области, используя обращение времени;
осуществляют деконволюцию трехкомпонентных остаточных данных; и
осуществляют миграцию восстановленных из свертки остаточных данных, используя калиброванную скоростную модель для получения местоположений отражающих границ.
17. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором дополнительно калибруют скоростную модель, используя абсолютные времена вступлений, регистрируемые от взрыва при перфорировании.
18. Способ обработки микросейсмических данных по п.1, в котором дополнительно:
определяют совместную χ2-функцию правдоподобия на протяжении трехмерной (3D) карты для каждого временного окна данных, при этом χ2-функция правдоподобия содержит функционал несоответствия амплитуд и кросс-фазный функционал с многомерным априорным распределением вероятностей;
максимизируют или выбирают функцию апостериорной вероятности, используя методы глобального поиска для каждого временного окна данных; и
показывают трехмерную карту в виде кинофрагмента эволюции времени пространственного распределения когерентной, обращенной во времени сейсмической энергии.
19. Способ получения параметров модели и источника на основании микросейсмических волновых сигналов, содержащий этапы, на которых:
регистрируют трехкомпонентные микросейсмические волновые сигналы;
определяют меру соответствия волновых сигналов в частотной области посредством
построения в частотной области по меньшей мере одного функционала несоответствия амплитуд и кросс-фазного функционала между вступлениями; и
оценивают местоположение источника, механизм действия источника и/или атрибуты источника.
20. Способ получения параметров модели и источника на основании микросейсмических волновых сигналов по п.19, в котором местоположение источника содержит триплет (x, y, z) для каждого события.
21. Способ получения параметров модели и источника на основании микросейсмических волновых сигналов по п.19, в котором механизм действия источника содержит: один или несколько параметров модели, параметры анизотропии, гладкость модели, наклон модели, масштабирование скорости и неупругое поглощение (Q).
22. Способ получения параметров модели и источника на основании микросейсмических волновых сигналов по п.21, в котором зависящие от глубины параметры анизотропии поступают из акустических измерений, при этом они задаются акустическими измерениями или задаются любым представителем меры объема глины.
23. Способ получения параметров модели и источника на основании микросейсмических волновых сигналов по п.21, в котором неупругое поглощение (Q) содержит одну или несколько Qp, Qs1 и Qs2, где S1 и S2 однозначно связаны с Sv-волной и Sh-волной в поперечно-изотропной среде.
24. Способ получения параметров модели и источника на основании микросейсмических волновых сигналов по п.19, в котором атрибуты источника содержат одно или несколько из амплитуды, доминирующей частоты, угловой частоты и скалярного момента.
25. Способ получения параметров модели и источника на основании микросейсмических волновых сигналов по п.24, в котором амплитуда включает в себя отношение амплитуды Sh-волны к амплитуде P-волны.
26. Система для обработки микросейсмических данных, содержащая:
акустический прибор, содержащий по меньшей мере один трехкомпонентный геофон, установленный на нем;
компьютер в связи с акустическим прибором; и
набор инструкций, выполняемых компьютером, при выполнении которых:
регистрируются трехкомпонентные микросейсмические данные о волновых сигналах;
определяется мера соответствия волновых сигналов в частотной области, при этом
производят построение в частотной области по меньшей мере одного функционала несоответствия амплитуд и кросс-фазного функционала между вступлениями; и
оценивают параметры источника и/или параметры модели.
27. Система для обработки микросейсмических данных по п.26, в которой по меньшей мере один трехкомпонентный геофон содержит множество трехкомпонентных геофонов.
28. Система для обработки микросейсмических данных по п.26, где система выполнена или предназначена для операций гидравлического разрыва.
29. Система для обработки микросейсмических данных по п.26, где система выполнена или предназначена для операций перфорирования.
30. Система для обработки микросейсмических данных по п.26, где система выполнена или предназначена для операций постоянного или пассивного мониторинга.
31. Система для обработки микросейсмических данных по п.26, где система выполнена или предназначена для межскважинных операций.
Applications Claiming Priority (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US94840307P | 2007-07-06 | 2007-07-06 | |
US60/948,403 | 2007-07-06 | ||
US12/168,066 US9229124B2 (en) | 2007-07-06 | 2008-07-04 | Methods and systems for processing microseismic data |
US12/168,066 | 2008-07-04 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010103987A true RU2010103987A (ru) | 2011-08-20 |
RU2457513C2 RU2457513C2 (ru) | 2012-07-27 |
Family
ID=40056177
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010103987/28A RU2457513C2 (ru) | 2007-07-06 | 2008-07-04 | Способы и системы для обработки микросейсмических данных |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9229124B2 (ru) |
EP (1) | EP2171500B1 (ru) |
AT (1) | ATE522832T1 (ru) |
AU (1) | AU2008273868B2 (ru) |
CA (1) | CA2692947A1 (ru) |
RU (1) | RU2457513C2 (ru) |
WO (1) | WO2009007822A2 (ru) |
Families Citing this family (82)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8494777B2 (en) * | 2008-04-09 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous microseismic mapping for real-time 3D event detection and location |
CA2725088C (en) | 2008-05-20 | 2017-03-28 | Oxane Materials, Inc. | Method of manufacture and the use of a functional proppant for determination of subterranean fracture geometries |
US8164983B2 (en) * | 2009-03-06 | 2012-04-24 | Johnson David A | Fish finder |
US20100252268A1 (en) * | 2009-04-03 | 2010-10-07 | Hongren Gu | Use of calibration injections with microseismic monitoring |
US8612155B2 (en) * | 2009-04-08 | 2013-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for microseismic mapping |
US8639443B2 (en) * | 2009-04-09 | 2014-01-28 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic event monitoring technical field |
WO2010151354A1 (en) | 2009-06-26 | 2010-12-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Constructing resistivity models from stochastic inversion |
US8705316B2 (en) * | 2010-04-05 | 2014-04-22 | Microseismic, Inc. | Passive seismic data acquisition and processing using multi-level sensor arrays |
US20110286306A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Leo Eisner | Determining origin and mechanism of microseismic events in the earth's subsurface by deviatoric moment inversion |
SG185364A1 (en) | 2010-06-02 | 2012-12-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Efficient computation of wave equation migration angle gathers |
EP2459847A2 (en) * | 2010-06-10 | 2012-06-06 | Hipoint Reservoir Imaging | Reservoir mapping with fracture pulse signal |
CN101893720B (zh) * | 2010-07-02 | 2012-09-05 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种地震波的矢量波场分离与合成的方法和系统 |
US8767508B2 (en) * | 2010-08-18 | 2014-07-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Using seismic P and S arrivals to determine shallow velocity structure |
GB201016956D0 (en) * | 2010-10-08 | 2010-11-24 | Schlumberger Holdings | Decomposition of the seismic moment tensor |
US8831886B2 (en) | 2010-12-23 | 2014-09-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for reconstructing microseismic event statistics from detection limited data |
US9075155B2 (en) | 2011-04-08 | 2015-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optical fiber based downhole seismic sensor systems and methods |
US20120265445A1 (en) * | 2011-04-13 | 2012-10-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Stable shot illumination compensation |
US9625593B2 (en) | 2011-04-26 | 2017-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic data processing |
US9075159B2 (en) * | 2011-06-08 | 2015-07-07 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for seismic data inversion |
EP2732312B1 (en) * | 2011-07-12 | 2021-02-17 | Colorado School Of Mines | Wave-equation migration velocity analysis using image warping |
RU2451308C1 (ru) * | 2011-07-18 | 2012-05-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех |
EP2734867A4 (en) * | 2011-07-19 | 2016-01-27 | Halliburton Energy Services Inc | SYSTEM AND METHOD FOR IMAGING MIGRATION OF A TENSOR OF TIME |
US9513402B2 (en) | 2011-08-23 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating fracture dimensions from microseismic data |
US11774616B2 (en) | 2011-08-29 | 2023-10-03 | Seismic Innovations | Method and system for microseismic event location error analysis and display |
US9945970B1 (en) * | 2011-08-29 | 2018-04-17 | Seismic Innovations | Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy |
US8553228B2 (en) * | 2011-09-30 | 2013-10-08 | 3M Innovative Properties Company | Web inspection calibration system and related methods |
US9001619B2 (en) | 2011-10-19 | 2015-04-07 | Global Microseismic Services, Inc. | Method for imaging microseismic events using an azimuthally-dependent focal mechanism |
CA2764539C (en) * | 2012-01-16 | 2015-02-10 | Husky Oil Operations Limited | Method for creating a 3d model of a hydrocarbon reservoir, and method for comparative testing of hydrocarbon recovery techniques |
US10073184B2 (en) | 2012-02-06 | 2018-09-11 | Ion Geophysical Corporation | Sensor system of buried seismic array |
US10061046B2 (en) | 2012-02-06 | 2018-08-28 | Ion Geophysical Corporation | Integrated passive and active seismic surveying using multiple arrays |
US10060250B2 (en) | 2012-03-13 | 2018-08-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole systems and methods for water source determination |
US20130261981A1 (en) * | 2012-04-03 | 2013-10-03 | Westerngeco L.L.C. | Covariance estimation using sparse wavelet representation |
WO2013169937A1 (en) * | 2012-05-08 | 2013-11-14 | Octave Reservoir Technologies, Inc. | Microseismic event localization using both direct-path and head-wave arrivals |
RU2494418C1 (ru) * | 2012-05-23 | 2013-09-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Способ измерения координат микросейсмических источников и параметров механизмов их очагов в условиях сильных сейсмических помех (варианты) |
FR2993368B1 (fr) * | 2012-07-12 | 2014-08-29 | Univ Paris Curie | Procede et systeme d'inspection d'une zone. |
RU2505675C1 (ru) * | 2012-09-03 | 2014-01-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения свойств углеводного пласта и добываемых флюидов в процессе добычи |
US9835017B2 (en) | 2012-09-24 | 2017-12-05 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic monitoring system and method |
US10120093B2 (en) * | 2012-10-26 | 2018-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for in-situ borehole seismic surveys using downhole sources |
BR112015009525A2 (pt) | 2012-11-01 | 2017-07-04 | Halliburton Energy Services Inc | aparelho, sistema, método implementado em processador e artigo incluindo um meio não transitório acessível por máquina |
US9575205B2 (en) * | 2013-01-17 | 2017-02-21 | Pgs Geophysical As | Uncertainty-based frequency-selected inversion of electromagnetic geophysical data |
US20140310071A1 (en) * | 2013-03-13 | 2014-10-16 | Betazi, Llc | Physically-based financial analysis and/or forecasting methods, apparatus, and systems |
RU2539745C1 (ru) * | 2013-08-28 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Способ сейсмического мониторинга в процесса разработки месторождений углеводородов на акваториях |
RU2540005C1 (ru) * | 2013-10-29 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Способ сейсмического мониторинга разработки месторождений углеводородов на акваториях |
US20160238724A1 (en) * | 2013-12-30 | 2016-08-18 | Cgg Services Sa | Methods and systems of generating a velocity model |
CA2943589C (en) * | 2014-03-28 | 2022-11-15 | Cgg Services Sa | Method and apparatus for characterizing azimuthal anisotropy using statistical moments |
US20150331122A1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Waveform-based seismic localization with quantified uncertainty |
US9551210B2 (en) | 2014-08-15 | 2017-01-24 | Carbo Ceramics Inc. | Systems and methods for removal of electromagnetic dispersion and attenuation for imaging of proppant in an induced fracture |
CN104345344B (zh) * | 2014-10-30 | 2017-10-17 | 中国石油天然气集团公司 | 一种微震监测数据谐波干扰压制方法及装置 |
AU2014410136B2 (en) * | 2014-10-31 | 2018-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Estimating in situ stress from acoustic emission source parameters |
NO338113B1 (no) * | 2014-11-14 | 2016-08-01 | Octio As | System og fremgangsmåte for overvåking av mikroseismiske hendelser i en undergrunnstruktur |
US9939541B2 (en) | 2015-01-09 | 2018-04-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Layered linear inversion techniques for locating microseismic activity |
WO2016134210A1 (en) * | 2015-02-20 | 2016-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic sensitivity analysis and scenario modelling |
US10234581B2 (en) * | 2015-06-19 | 2019-03-19 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for high resolution seismic imaging |
US10338246B1 (en) | 2015-08-31 | 2019-07-02 | Seismic Innovations | Method and system for microseismic event wavefront estimation |
WO2017048884A1 (en) * | 2015-09-16 | 2017-03-23 | Schlumberger Technology Corporation | Bayseian polarity determination |
US10634803B2 (en) * | 2015-09-16 | 2020-04-28 | Schlumberger Technology Corporation | Bayseian microseismic source inversion |
RU2613050C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2017-03-15 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки вычислительный центр Дальневосточного отделения Российской академии наук | Способ локации источников акустической эмиссии в массиве горных пород |
US10809400B2 (en) | 2015-10-27 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Determining shear slowness based on a higher order formation flexural acoustic mode |
US11530606B2 (en) | 2016-04-07 | 2022-12-20 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole sand ingress locations |
EP3670830B1 (en) * | 2016-04-07 | 2021-08-11 | BP Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole events using acoustic frequency domain features |
US10954766B2 (en) * | 2016-04-08 | 2021-03-23 | Intelligent Solutions, Inc. | Methods, systems, and computer-readable media for evaluating service companies, identifying candidate wells and designing hydraulic refracturing |
US11892579B2 (en) * | 2016-09-30 | 2024-02-06 | Schlumberger Technology Corporation | Crosswell microseismic system |
US20180231507A1 (en) * | 2017-02-15 | 2018-08-16 | Microline Technology Corporation | Method and apparatus for metamaterial enhanced chaotic cavity transducer |
EP3583296B1 (en) | 2017-03-31 | 2021-07-21 | BP Exploration Operating Company Limited | Well and overburden monitoring using distributed acoustic sensors |
US10684384B2 (en) | 2017-05-24 | 2020-06-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and method for formation evaluation from borehole |
AU2018321150A1 (en) | 2017-08-23 | 2020-03-12 | Bp Exploration Operating Company Limited | Detecting downhole sand ingress locations |
US11624846B2 (en) * | 2017-09-21 | 2023-04-11 | The Regents Of The University Of California | Moment tensor reconstruction |
CN109655901B (zh) * | 2017-10-11 | 2020-08-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种频率域自适应偏振角计算方法及系统 |
EP3695099A2 (en) | 2017-10-11 | 2020-08-19 | BP Exploration Operating Company Limited | Detecting events using acoustic frequency domain features |
US20210389486A1 (en) | 2018-11-29 | 2021-12-16 | Bp Exploration Operating Company Limited | DAS Data Processing to Identify Fluid Inflow Locations and Fluid Type |
GB201820331D0 (en) | 2018-12-13 | 2019-01-30 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Distributed acoustic sensing autocalibration |
CN110146920B (zh) * | 2019-06-26 | 2020-11-10 | 广东石油化工学院 | 基于幅值相对变化的微震事件检测方法和系统 |
CA3154435C (en) | 2019-10-17 | 2023-03-28 | Lytt Limited | Inflow detection using dts features |
EP4045766A1 (en) | 2019-10-17 | 2022-08-24 | Lytt Limited | Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements |
WO2021093974A1 (en) | 2019-11-15 | 2021-05-20 | Lytt Limited | Systems and methods for draw down improvements across wellbores |
RU2753166C1 (ru) * | 2020-03-26 | 2021-08-12 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Хабаровский Федеральный исследовательский центр Дальневосточного отделения Российской академии наук обособленное подразделение Институт горного дела Дальневосточного отделения Российской академии наук | Способ определения местоположения источников акустической эмиссии в массиве горных пород |
CA3180595A1 (en) | 2020-06-11 | 2021-12-16 | Lytt Limited | Systems and methods for subterranean fluid flow characterization |
EP4168647A1 (en) | 2020-06-18 | 2023-04-26 | Lytt Limited | Event model training using in situ data |
CN114137600B (zh) * | 2021-11-26 | 2022-05-17 | 中国矿业大学 | 一种利用微震监测数据反演岩石破裂机理及失稳预测方法 |
CN114519920A (zh) * | 2022-01-10 | 2022-05-20 | 广西大学 | 基于微震多前兆特征的硬岩塌方智能预警方法、系统及设备 |
CN116755143B (zh) * | 2023-06-12 | 2023-11-07 | 中国矿业大学 | 基于微震系统探测概率的矿山微震能量-频次补偿方法 |
CN117687094A (zh) * | 2023-11-14 | 2024-03-12 | 中国地震局地球物理研究所 | 一种估计情景地震高概率宽频带地震动的方法 |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2674284B1 (fr) | 1991-03-20 | 1997-12-26 | Geostock | Sonde pour determiner notamment l'injectivite d'un puits petroflier et procede de mesures la mettant en óoeuvre. |
US5377104A (en) * | 1993-07-23 | 1994-12-27 | Teledyne Industries, Inc. | Passive seismic imaging for real time management and verification of hydraulic fracturing and of geologic containment of hazardous wastes injected into hydraulic fractures |
US5740125A (en) * | 1996-08-30 | 1998-04-14 | Western Atlas International, Inc. | Cross-well connectivity mapping including separation of compressional and shear wave energy |
US5996726A (en) | 1998-01-29 | 1999-12-07 | Gas Research Institute | System and method for determining the distribution and orientation of natural fractures |
GB2379013B (en) | 2001-08-07 | 2005-04-20 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic signal processing |
FR2845484B1 (fr) | 2002-10-08 | 2005-03-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode de separation de signaux de microsismicite de signaux sismiques emis par une ou plusieurs sources |
RU2274401C2 (ru) | 2003-04-08 | 2006-04-20 | Олег Иванович Квасенков | Способ производства плодово-ягодного пюре для детского и диетического питания |
US6985816B2 (en) | 2003-09-15 | 2006-01-10 | Pinnacle Technologies, Inc. | Methods and systems for determining the orientation of natural fractures |
GB2409722A (en) | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
US20060081412A1 (en) * | 2004-03-16 | 2006-04-20 | Pinnacle Technologies, Inc. | System and method for combined microseismic and tiltmeter analysis |
US7391675B2 (en) * | 2004-09-17 | 2008-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Microseismic event detection and location by continuous map migration |
RU2278401C1 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-06-20 | Ирина Яковлевна Чеботарева | Способ микросейсмического мониторинга пространственного распределения источников эмиссии и рассеянного излучения и устройство для его осуществления |
WO2008087505A2 (en) * | 2007-01-20 | 2008-07-24 | Spectraseis Ag | Time reverse reservoir localization |
US8121792B2 (en) * | 2008-03-31 | 2012-02-21 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Integration of geomechanics and seismic analysis for passive seismic feasibility analysis |
US8209126B2 (en) * | 2008-04-01 | 2012-06-26 | Geo{umlaut over (m)}age (2003) Ltd. | Wavefront-defined Radon transform |
-
2008
- 2008-07-04 AU AU2008273868A patent/AU2008273868B2/en not_active Ceased
- 2008-07-04 WO PCT/IB2008/001768 patent/WO2009007822A2/en active Application Filing
- 2008-07-04 US US12/168,066 patent/US9229124B2/en active Active
- 2008-07-04 CA CA 2692947 patent/CA2692947A1/en not_active Abandoned
- 2008-07-04 AT AT08788860T patent/ATE522832T1/de not_active IP Right Cessation
- 2008-07-04 EP EP08788860A patent/EP2171500B1/en not_active Not-in-force
- 2008-07-04 RU RU2010103987/28A patent/RU2457513C2/ru not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2009007822A2 (en) | 2009-01-15 |
RU2457513C2 (ru) | 2012-07-27 |
EP2171500B1 (en) | 2011-08-31 |
AU2008273868B2 (en) | 2013-05-16 |
AU2008273868A1 (en) | 2009-01-15 |
US9229124B2 (en) | 2016-01-05 |
US20090010104A1 (en) | 2009-01-08 |
EP2171500A2 (en) | 2010-04-07 |
CA2692947A1 (en) | 2009-01-15 |
WO2009007822A3 (en) | 2009-03-05 |
ATE522832T1 (de) | 2011-09-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2010103987A (ru) | Способы и системы для обработки микросейсмических данных | |
US7315783B2 (en) | Traveltime calculation in three dimensional transversely isotropic (3D TI) media by the fast marching method | |
US9334718B2 (en) | Processing time series data embedded in high noise | |
US10705233B2 (en) | Determining a component of a wave field | |
EP3028071B1 (en) | Method and device for the generation and application of anisotropic elastic parameters in horizontal transverse isotropic (hti) media | |
KR20110057124A (ko) | 지진 표면파들의 파형들을 사용하는 토양 특성들의 추정 | |
CA2818790C (en) | Seismic trace attribute | |
CN105158798A (zh) | 时域中的同步小波提取和反卷积 | |
EA032186B1 (ru) | Сейсмическая адаптивная фокусировка | |
CN113945982B (zh) | 用于去除低频和低波数噪声以生成增强图像的方法和系统 | |
Ning et al. | High-frequency surface-wave imaging from traffic-induced noise by selecting in-line sources | |
KR20170009609A (ko) | 반복적 직접 파형 역산 및 완전 파형 역산을 이용한 탄성파 영상화 장치 및 방법 | |
KR20160012922A (ko) | 직접 파형 역산의 반복 적용을 이용한 탄성파 영상화 장치 및 방법 | |
Aimar et al. | Novel techniques for in-situ estimation of shear-wave velocity and damping ratio through MASW testing Part I: A beamforming procedure for extracting Rayleigh-wave phase velocity and phase attenuation | |
Fish | Microseismic velocity inversion and event location using reverse time imaging | |
CN110967751B (zh) | 基于地面浅井监测的微地震事件的定位方法及存储介质 | |
Kurzmann et al. | Real data applications of seismic full waveform inversion | |
WO2019118850A1 (en) | Subsalt imaging tool for interpreters | |
Ding et al. | Reverse-time ray-tracing method for microseismic source localization | |
Roberts et al. | Application of 2D full waveform inversion to walkaway VSP data for the estimation of sub-salt elastic parameters | |
Chiu et al. | Estimating the orientation error of the Dahan Downhole Accelerometer using the maximum cross-correlation coefficient between the observed and synthetic waves | |
CN115343758A (zh) | 各向异性介质射线中心坐标系中15°方程波场传播方法 | |
CN112888970A (zh) | 确定声波慢度的方法和装置 | |
Lewis et al. | Shear wave splitting in the SAFOD pilot hole using seismic interferometry |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170705 |