RU2013119384A - Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля - Google Patents
Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля Download PDFInfo
- Publication number
- RU2013119384A RU2013119384A RU2013119384/08A RU2013119384A RU2013119384A RU 2013119384 A RU2013119384 A RU 2013119384A RU 2013119384/08 A RU2013119384/08 A RU 2013119384/08A RU 2013119384 A RU2013119384 A RU 2013119384A RU 2013119384 A RU2013119384 A RU 2013119384A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- data
- sources
- simulated
- encoded
- receivers
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract 14
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 42
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims abstract 30
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims abstract 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 4
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims 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
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F7/00—Methods or arrangements for processing data by operating upon the order or content of the data handled
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
1. Машинореализованный способ для одновременной инверсии измеренных геофизических данных из нескольких кодированных источников, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем измеренные геофизические данные являются результатом съемки, для которой предположение о стационарных приемниках инверсии одновременных кодированных источников может не быть достоверным, причем упомянутый способ содержит использование компьютера для того, чтобы выполнять разделение одновременных источников, чтобы уменьшать влияние неудовлетворения измеренных геофизических данных предположению о стационарных приемниках, при этом этап обработки данных, осуществляемый после разделения одновременных источников, выполнен с возможностью согласовывать рассчитанные по модели данные с измеренными геофизическими данными для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных.2. Способ по п.1, при этом способ содержит этапы, на которых:- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику, что приводит к моделированным данным последовательных источников;- обрабатывают моделированные данные последовательных источников таким образом, что обеспечивается их соответствие измеренным геофизическим данным для комбинаций источников и п
Claims (23)
1. Машинореализованный способ для одновременной инверсии измеренных геофизических данных из нескольких кодированных источников, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем измеренные геофизические данные являются результатом съемки, для которой предположение о стационарных приемниках инверсии одновременных кодированных источников может не быть достоверным, причем упомянутый способ содержит использование компьютера для того, чтобы выполнять разделение одновременных источников, чтобы уменьшать влияние неудовлетворения измеренных геофизических данных предположению о стационарных приемниках, при этом этап обработки данных, осуществляемый после разделения одновременных источников, выполнен с возможностью согласовывать рассчитанные по модели данные с измеренными геофизическими данными для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных.
2. Способ по п.1, при этом способ содержит этапы, на которых:
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику, что приводит к моделированным данным последовательных источников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников таким образом, что обеспечивается их соответствие измеренным геофизическим данным для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- вычисляют разности, называемые остатками данных, между обработанными моделированными данными последовательных источников и измеренными геофизическими данными для комбинаций источников и приемников, которые присутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют остатки данных с использованием кодирования, идентичного или различного относительно кодирования, используемого при формировании моделированных кодированных данных;
- используют кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
3. Способ по п.2, в котором кодированные остатки данных используются для того, чтобы вычислять градиент целевой функции, причем упомянутый градиент предусмотрен относительно параметров модели физических свойств, который затем используется в выбранной схеме оптимизации, чтобы обновлять модель физических свойств.
4. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют итерации этапов способа, по меньшей мере, один раз с использованием обновленной модели физических свойств из одной итерации в качестве начальной модели для следующей итерации.
5. Способ по п.4, в котором источники кодируются с использованием выбранного набора функций кодирования, при этом различный набор функций кодирования выбирается, по меньшей мере, для одной из итераций.
6. Способ по п.2, дополнительно содержащий в любое время перед этапом вычисления разностей этапы, на которых:
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием кодирования источников, идентичного или различного относительно кодирования источников, используемого при формировании моделированных кодированных данных;
- разделяют кодированные измеренные данные согласно источнику с использованием алгоритма разделения источников, который также использован при разделении моделированных кодированных данных согласно источнику; и
- используют разделенные измеренные данные при вычислении остатков данных.
7. Способ по п.2, дополнительно содержащий после этапа разделения и перед этапом вычисления разностей этап, на котором удаляют местоположения источников-приемников из моделированных данных последовательных источников так, что они соответствуют местоположениям источников-приемников с отсутствующими данными в измеренных геофизических данных.
8. Способ по п.7, в котором удаление местоположений источников-приемников из моделированных данных последовательных источников выполняется посредством одного или более этапов обработки данных из группы, состоящей из этапов, на которых подавляют выносы, т.е. удаляют минимальные и максимальные выносы; подавляют на основе типа поступлений, включающего в себя компонент передачи в зависимости от отражения для данных, и удаляют эластичный компонент данных, когда прямое моделирование основано на акустическом предположении.
9. Способ по п.2, в котором каждая сейсмограмма моделированных кодированных данных кодируется посредством временной свертки всех трасс из сейсмограммы с помощью формы импульса кодирования, выбранной для сейсмограммы.
10. Способ по п.1, при этом способ содержит этапы, на которых:
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к моделированным данным последовательных источников и/или приемников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников и/или приемников, чтобы подавлять эти данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными или отличающимися относительно упомянутых выбранных функций кодирования;
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными функциям кодирования, используемым при кодировании отсутствующих данных, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных, которые являются некорректными вследствие отсутствующих комбинаций источников и приемников в измеренных геофизических данных;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
11. Способ по п.10, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют итерации этапов способа, по меньшей мере, один раз с использованием обновленной модели физических свойств из одной итерации в качестве начальной модели для следующей итерации.
12. Способ по п.11, в котором функции или формы импульса кодирования изменяются, по меньшей мере, для одной из итераций.
13. Способ по п.10, в котором не все местоположения источников и/или приемников в измеренных геофизических данных используются при формировании моделированных кодированных данных, чтобы повышать точность алгоритма разделения источников или приемников посредством обеспечения корректной постановки разделения, но не уменьшения дискретизации измеренных геофизических данных до степени, которая вызывает наложение спектров.
14. Способ по п.10, в котором отсутствующие данные возникают на ближнем и дальнем концах диапазона выноса измеренных геофизических данных.
15. Способ по п.10, в котором каждая сейсмограмма моделированных кодированных данных кодируется посредством временной свертки всех трасс из сейсмограммы с помощью формы импульса кодирования, выбранной для сейсмограммы.
16. Способ по п.10, в котором кодирование измеренных геофизических данных выполняется посредством получения сейсмограмм данных из геофизической съемки, в которой данные обнаруживаются из множества одновременно работающих уникально кодированных устройств источников.
17. Способ по п.1, при этом способ содержит этапы, на которых:
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- используют упомянутые выбранные функции кодирования, чтобы кодировать измеренные геофизические данные, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных, которые включают в себя некорректные значения вследствие отсутствующих комбинаций источников и приемников в измеренных геофизических данных;
- разделяют кодированные остатки данных согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к последовательным остаточным данным;
- обрабатывают последовательные остаточные данные, чтобы оценивать моделированные данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием упомянутых выбранных функций кодирования;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
18. Способ по п.1, в котором геофизические данные являются сейсмическими данными, полное волновое поле которых инвертируется.
19. Способ по п.1, в котором множество наборов кодированных данных используются для того, чтобы выполнять разделение одновременных источников.
20. Компьютерный программный продукт, содержащий энергонезависимый машиноприменимый носитель, имеющий осуществленный машиночитаемый программный код, причем упомянутый машиночитаемый программный код выполнен с возможностью осуществляться для того, чтобы реализовывать способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ содержит этапы, на которых:
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику, что приводит к моделированным данным последовательных источников;
- вычисляют разности, называемые остатками данных, между моделированными данными последовательных источников и соответствующими измеренными геофизическими данными;
- кодируют остатки данных согласно источнику с использованием кодирования, идентичного кодированию, используемому при формировании моделированных кодированных данных;
- используют кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
21. Компьютерный программный продукт, содержащий энергонезависимый машиноприменимый носитель, имеющий осуществленный машиночитаемый программный код, причем упомянутый машиночитаемый программный код выполнен с возможностью осуществляться для того, чтобы реализовывать способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ содержит этапы, на которых:
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к моделированным данным последовательных источников и/или приемников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников и/или приемников, чтобы подавлять эти данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными или отличающимися относительно упомянутых выбранных функций кодирования;
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными функциям кодирования, используемым при кодировании отсутствующих данных, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
22. Компьютерный программный продукт, содержащий энергонезависимый машиноприменимый носитель, имеющий осуществленный машиночитаемый программный код, причем упомянутый машиночитаемый программный код выполнен с возможностью осуществляться для того, чтобы реализовывать способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ содержит этапы, на которых:
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- используют упомянутые выбранные функции кодирования, чтобы кодировать измеренные геофизические данные, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных;
- разделяют кодированные остатки данных согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к последовательным остаточным данным;
- обрабатывают последовательные остаточные данные, чтобы оценивать моделированные данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием упомянутых выбранных функций кодирования;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
23. Способ для получения углеводородов из области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
- выполняют геофизическую съемку области геологической среды, приводящую к измеренным геофизическим данным;
- обрабатывают измеренные геофизические данные на компьютере посредством способа по п.1, чтобы формировать модель физических свойств области геологической среды;
- оценивают углеводородный потенциал области геологической среды с использованием модели физических свойств; и
- бурят скважину в области геологической среды, по меньшей мере, частично на основе оценки углеводородного потенциала и получают углеводороды из скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US38683110P | 2010-09-27 | 2010-09-27 | |
| US61/386,831 | 2010-09-27 | ||
| PCT/US2011/047770 WO2012047378A1 (en) | 2010-09-27 | 2011-08-15 | Simultaneous source encoding and source separation as a practical solution for full wavefield inversion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013119384A true RU2013119384A (ru) | 2014-11-10 |
| RU2582480C2 RU2582480C2 (ru) | 2016-04-27 |
Family
ID=45869461
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013119384/28A RU2582480C2 (ru) | 2010-09-27 | 2011-08-15 | Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8775143B2 (ru) |
| EP (1) | EP2622457A4 (ru) |
| KR (1) | KR101908278B1 (ru) |
| CN (1) | CN103119552B (ru) |
| AU (1) | AU2011312800B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013002842A2 (ru) |
| CA (1) | CA2807575C (ru) |
| MY (1) | MY163568A (ru) |
| RU (1) | RU2582480C2 (ru) |
| SG (1) | SG188191A1 (ru) |
| WO (1) | WO2012047378A1 (ru) |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8694299B2 (en) | 2010-05-07 | 2014-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data |
| SG193232A1 (en) | 2011-03-30 | 2013-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping |
| US9075162B2 (en) * | 2011-11-10 | 2015-07-07 | Pgs Geophysical As | Method and system for separating seismic sources in marine simultaneous shooting acquisition |
| US9176930B2 (en) | 2011-11-29 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion |
| US9453928B2 (en) * | 2012-03-06 | 2016-09-27 | Westerngeco L.L.C. | Methods and computing systems for processing data |
| SG11201404094RA (en) | 2012-03-08 | 2014-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Orthogonal source and receiver encoding |
| SG11201405980RA (en) * | 2012-05-11 | 2014-11-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | Redatuming seismic data with correct internal multiples |
| US20130311149A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Yaxun Tang | Tomographically Enhanced Full Wavefield Inversion |
| US10317548B2 (en) | 2012-11-28 | 2019-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reflection seismic data Q tomography |
| CA2909105C (en) | 2013-05-24 | 2018-08-28 | Ke Wang | Multi-parameter inversion through offset dependent elastic fwi |
| US10459117B2 (en) | 2013-06-03 | 2019-10-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Extended subspace method for cross-talk mitigation in multi-parameter inversion |
| US9702998B2 (en) | 2013-07-08 | 2017-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full-wavefield inversion of primaries and multiples in marine environment |
| DK3036566T3 (en) | 2013-08-23 | 2018-07-23 | Exxonmobil Upstream Res Co | SIMILAR SOURCE APPLICATION DURING BOTH SEISMIC COLLECTION AND SEISMIC INVERSION |
| US10036818B2 (en) | 2013-09-06 | 2018-07-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Accelerating full wavefield inversion with nonstationary point-spread functions |
| CN104977607B (zh) * | 2014-04-09 | 2017-07-07 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 利用变步长网格声波波场模拟的时间域全波形反演方法 |
| US9910189B2 (en) | 2014-04-09 | 2018-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fast line search in frequency domain FWI |
| CN104977608B (zh) * | 2014-04-09 | 2017-07-07 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 利用固定网格声波波场模拟的时间域全波形反演方法 |
| US10670752B2 (en) | 2014-04-14 | 2020-06-02 | Cgg Services Sas | Method for iterative inversion of data from non-encoded composite sources |
| US9977142B2 (en) * | 2014-05-09 | 2018-05-22 | 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 |
| AU2015280633B2 (en) | 2014-06-17 | 2018-07-19 | 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 |
| WO2016037022A1 (en) * | 2014-09-04 | 2016-03-10 | Westerngeco Llc | Multiples mitigation and imaging with incomplete seismic data |
| US10386511B2 (en) * | 2014-10-03 | 2019-08-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic survey design using full wavefield inversion |
| AU2015337108B2 (en) | 2014-10-20 | 2018-03-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Velocity tomography using property scans |
| EP3209859B1 (en) * | 2014-10-24 | 2021-04-28 | Schlumberger Technology B.V. | Travel-time objective function for full waveform inversion |
| AU2015363241A1 (en) * | 2014-12-18 | 2017-06-29 | 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 |
| AU2015382333B2 (en) | 2015-02-13 | 2018-01-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations |
| MX2017007988A (es) | 2015-02-17 | 2017-09-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Proceso de inversion de campo ondulatorio completo de multifase que genera un conjunto de datos libres de multiples. |
| US10242136B2 (en) * | 2015-05-20 | 2019-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Parallel solution for fully-coupled fully-implicit wellbore modeling in reservoir simulation |
| EP3304133A1 (en) | 2015-06-04 | 2018-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for generating multiple free seismic images |
| US10542961B2 (en) | 2015-06-15 | 2020-01-28 | The Research Foundation For The State University Of New York | System and method for infrasonic cardiac monitoring |
| US10838093B2 (en) | 2015-07-02 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Krylov-space-based quasi-newton preconditioner for full-wavefield inversion |
| AU2016331881B8 (en) | 2015-10-02 | 2019-07-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Q-compensated full wavefield inversion |
| MX2018003495A (es) | 2015-10-15 | 2018-06-06 | Exxonmobil Upstream Res Co | Apilados angulares de dominio de modelo de fwi con conservacion de amplitud. |
| US10295683B2 (en) | 2016-01-05 | 2019-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Amplitude inversion on partitioned depth image gathers using point spread functions |
| US10768324B2 (en) | 2016-05-19 | 2020-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to predict pore pressure and seal integrity using full wavefield inversion |
| CA3030006A1 (en) * | 2016-08-19 | 2018-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Full waveform inversion of vertical seismic profile data for anisotropic velocities using pseudo-acoustic wave equations |
| US10908305B2 (en) | 2017-06-08 | 2021-02-02 | Total Sa | Method for evaluating a geophysical survey acquisition geometry over a region of interest, related process, system and computer program product |
| US11656377B2 (en) * | 2018-03-30 | 2023-05-23 | Cgg Services Sas | Visco-acoustic full waveform inversion of velocity and Q |
| CN109782350B (zh) * | 2019-01-29 | 2021-06-01 | 国油伟泰(北京)科技有限公司 | 模式识别自适应全波形反演方法 |
| US11372123B2 (en) | 2019-10-07 | 2022-06-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining convergence in full wavefield inversion of 4D seismic data |
| US11496241B2 (en) * | 2021-03-31 | 2022-11-08 | Advanced Micro Devices, Inc. | Method and apparatus for data transmission mitigating interwire crosstalk |
Family Cites Families (140)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3812457A (en) | 1969-11-17 | 1974-05-21 | Shell Oil Co | Seismic exploration method |
| US3864667A (en) | 1970-09-11 | 1975-02-04 | Continental Oil Co | Apparatus for surface wave parameter determination |
| US3984805A (en) | 1973-10-18 | 1976-10-05 | Daniel Silverman | Parallel operation of seismic vibrators without phase control |
| US4168485A (en) | 1974-08-12 | 1979-09-18 | Continental Oil Company | Simultaneous use of pseudo-random control signals in vibrational exploration methods |
| US4675851A (en) | 1982-09-09 | 1987-06-23 | Western Geophysical Co. | Method for seismic exploration |
| US4545039A (en) | 1982-09-09 | 1985-10-01 | Western Geophysical Co. Of America | Methods for seismic exploration |
| US4575830A (en) | 1982-10-15 | 1986-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Indirect shearwave determination |
| US4562540A (en) | 1982-11-12 | 1985-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography system and methods |
| US4594662A (en) | 1982-11-12 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography systems and methods with fixed detector arrays |
| FR2543306B1 (fr) | 1983-03-23 | 1985-07-26 | Elf Aquitaine | Procede et dispositif pour l'optimisation des donnees sismiques |
| US4924390A (en) | 1985-03-04 | 1990-05-08 | Conoco, Inc. | Method for determination of earth stratum elastic parameters using seismic energy |
| US4715020A (en) | 1986-10-29 | 1987-12-22 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys |
| FR2589587B1 (fr) | 1985-10-30 | 1988-02-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede de prospection sismique marine utilisant un signal vibratoire code et dispositif pour sa mise en oeuvre |
| US4707812A (en) | 1985-12-09 | 1987-11-17 | Atlantic Richfield Company | Method of suppressing vibration seismic signal correlation noise |
| US4823326A (en) | 1986-07-21 | 1989-04-18 | The Standard Oil Company | Seismic data acquisition technique having superposed signals |
| US4686654A (en) | 1986-07-31 | 1987-08-11 | Western Geophysical Company Of America | Method for generating orthogonal sweep signals |
| US4766574A (en) | 1987-03-31 | 1988-08-23 | Amoco Corporation | Method for depth imaging multicomponent seismic data |
| US4953657A (en) | 1987-11-30 | 1990-09-04 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Time delay source coding |
| US4969129A (en) | 1989-09-20 | 1990-11-06 | Texaco Inc. | Coding seismic sources |
| US4982374A (en) | 1989-10-23 | 1991-01-01 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method of source coding and harmonic cancellation for vibrational geophysical survey sources |
| GB9011836D0 (en) | 1990-05-25 | 1990-07-18 | Mason Iain M | Seismic surveying |
| US5469062A (en) | 1994-03-11 | 1995-11-21 | Baker Hughes, Inc. | Multiple depths and frequencies for simultaneous inversion of electromagnetic borehole measurements |
| GB2293010B (en) | 1994-07-07 | 1998-12-09 | Geco As | Method of processing seismic data |
| US5924049A (en) | 1995-04-18 | 1999-07-13 | Western Atlas International, Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data |
| WO1996033425A1 (en) | 1995-04-18 | 1996-10-24 | Western Atlas International, Inc. | Uniform subsurface coverage at steep dips |
| US5721710A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
| US5719821A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-17 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for source separation of seismic vibratory signals |
| US5715213A (en) | 1995-11-13 | 1998-02-03 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method using a plurality of vibrator sources |
| US5822269A (en) | 1995-11-13 | 1998-10-13 | Mobil Oil Corporation | Method for separation of a plurality of vibratory seismic energy source signals |
| US5790473A (en) | 1995-11-13 | 1998-08-04 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method for use in vertical seismic profile data gathering with a plurality of vibratory seismic energy sources |
| US5838634A (en) | 1996-04-04 | 1998-11-17 | Exxon Production Research Company | Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints |
| US5798982A (en) * | 1996-04-29 | 1998-08-25 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for inverting reflection trace data from 3-D and 4-D seismic surveys and identifying subsurface fluid and pathways in and among hydrocarbon reservoirs based on impedance models |
| GB9612471D0 (en) | 1996-06-14 | 1996-08-14 | Geco As | Method and apparatus for multiple seismic vibratory surveys |
| US5878372A (en) | 1997-03-04 | 1999-03-02 | Western Atlas International, Inc. | Method for simultaneous inversion processing of well log data using a plurality of earth models |
| US5999489A (en) | 1997-03-21 | 1999-12-07 | Tomoseis Inc. | High vertical resolution crosswell seismic imaging |
| US6014342A (en) | 1997-03-21 | 2000-01-11 | Tomo Seis, Inc. | Method of evaluating a subsurface region using gather sensitive data discrimination |
| US5920828A (en) | 1997-06-02 | 1999-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Quality control seismic data processing system |
| FR2765692B1 (fr) | 1997-07-04 | 1999-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 3d l'impedance d'un milieu heterogene |
| GB2329043B (en) | 1997-09-05 | 2000-04-26 | Geco As | Method of determining the response caused by model alterations in seismic simulations |
| US5999488A (en) | 1998-04-27 | 1999-12-07 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for migration by finite differences |
| US6219621B1 (en) | 1998-06-30 | 2001-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Sparse hyperbolic inversion of seismic data |
| US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
| FR2784195B1 (fr) | 1998-10-01 | 2000-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour realiser en 3d avant sommation, une migration de donnees sismiques |
| US6574564B2 (en) | 1998-10-01 | 2003-06-03 | Institut Francais Du Petrole | 3D prestack seismic data migration method |
| US6225803B1 (en) | 1998-10-29 | 2001-05-01 | Baker Hughes Incorporated | NMR log processing using wavelet filter and iterative inversion |
| US6021094A (en) | 1998-12-03 | 2000-02-01 | Sandia Corporation | Method of migrating seismic records |
| US6754588B2 (en) | 1999-01-29 | 2004-06-22 | Platte River Associates, Inc. | Method of predicting three-dimensional stratigraphy using inverse optimization techniques |
| CA2362285C (en) * | 1999-02-12 | 2005-06-14 | Schlumberger Canada Limited | Uncertainty constrained subsurface modeling |
| US6058073A (en) | 1999-03-30 | 2000-05-02 | Atlantic Richfield Company | Elastic impedance estimation for inversion of far offset seismic sections |
| FR2792419B1 (fr) | 1999-04-16 | 2001-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour obtenir un modele optimal d'une caracteristique physique dans un milieu heterogene, tel que le sous-sol |
| GB9927395D0 (en) | 1999-05-19 | 2000-01-19 | Schlumberger Holdings | Improved seismic data acquisition method |
| US6327537B1 (en) | 1999-07-19 | 2001-12-04 | Luc T. Ikelle | Multi-shooting approach to seismic modeling and acquisition |
| FR2798197B1 (fr) | 1999-09-02 | 2001-10-05 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele d'une formation geologique, contraint par des donnees dynamiques et statiques |
| DE69932932D1 (de) | 1999-10-22 | 2006-10-05 | Jason Geosystems B V | Verfahren zur Bestimmung der elastischen Parameter und Felszusammensetzung von unterirdischen Formationen mit Hilfe von seismischen Daten |
| US6480790B1 (en) | 1999-10-29 | 2002-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for constructing three-dimensional geologic models having adjustable geologic interfaces |
| FR2800473B1 (fr) | 1999-10-29 | 2001-11-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 2d ou 3d un milieu heterogene tel que le sous-sol decrit par plusieurs parametres physiques |
| CN1188710C (zh) | 2000-01-21 | 2005-02-09 | 施鲁博格控股有限公司 | 估算地震介质特性的系统和方法 |
| AU779802B2 (en) | 2000-01-21 | 2005-02-10 | Schlumberger Holdings Limited | System and method for seismic wavefield separation |
| US6826486B1 (en) | 2000-02-11 | 2004-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for predicting pore and fracture pressures of a subsurface formation |
| FR2805051B1 (fr) | 2000-02-14 | 2002-12-06 | Geophysique Cie Gle | Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine par utilisation simultanee de plusieurs sources vibrosismiques |
| GB2359363B (en) | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
| US6687659B1 (en) | 2000-03-24 | 2004-02-03 | Conocophillips Company | Method and apparatus for absorbing boundary conditions in numerical finite-difference acoustic applications |
| US6317695B1 (en) | 2000-03-30 | 2001-11-13 | Nutec Sciences, Inc. | Seismic data processing method |
| US6687619B2 (en) | 2000-10-17 | 2004-02-03 | Westerngeco, L.L.C. | Method of using cascaded sweeps for source coding and harmonic cancellation |
| US20020120429A1 (en) | 2000-12-08 | 2002-08-29 | Peter Ortoleva | Methods for modeling multi-dimensional domains using information theory to resolve gaps in data and in theories |
| FR2818753B1 (fr) | 2000-12-21 | 2003-03-21 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de prospection sismique par emission simultanee de signaux sismisques obtenus en codant un signal par des sequences pseudo aleatoires |
| FR2821677B1 (fr) | 2001-03-05 | 2004-04-30 | Geophysique Cie Gle | Perfectionnements aux procedes d'inversion tomographique d'evenements pointes sur les donnees sismiques migrees |
| US6751558B2 (en) | 2001-03-13 | 2004-06-15 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
| US6927698B2 (en) | 2001-08-27 | 2005-08-09 | Larry G. Stolarczyk | Shuttle-in receiver for radio-imaging underground geologic structures |
| US6545944B2 (en) | 2001-05-30 | 2003-04-08 | Westerngeco L.L.C. | Method for acquiring and processing of data from two or more simultaneously fired sources |
| GB2379013B (en) | 2001-08-07 | 2005-04-20 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic signal processing |
| US6593746B2 (en) | 2001-08-27 | 2003-07-15 | Larry G. Stolarczyk | Method and system for radio-imaging underground geologic structures |
| US7069149B2 (en) | 2001-12-14 | 2006-06-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for interpreting faults from a fault-enhanced 3-dimensional seismic attribute volume |
| US7330799B2 (en) | 2001-12-21 | 2008-02-12 | Société de commercialisation des produits de la recherche appliquée-Socpra Sciences et Génie s.e.c. | Method and algorithm for using surface waves |
| US6842701B2 (en) | 2002-02-25 | 2005-01-11 | Westerngeco L.L.C. | Method of noise removal for cascaded sweep data |
| GB2387226C (en) | 2002-04-06 | 2008-05-12 | Westerngeco Ltd | A method of seismic surveying |
| FR2839368B1 (fr) | 2002-05-06 | 2004-10-01 | Total Fina Elf S A | Methode de decimation de traces sismiques pilotee par le trajet sismique |
| US6832159B2 (en) | 2002-07-11 | 2004-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent diagnosis of environmental influence on well logs with model-based inversion |
| FR2843202B1 (fr) | 2002-08-05 | 2004-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele representatif de la distribution d'une grandeur physique dans une zone souterraine, affranchi de l'effet de bruits correles entachant des donnees d'exploration |
| AU2003279870A1 (en) | 2002-10-04 | 2004-05-04 | Paradigm Geophysical Corporation | Method and system for limited frequency seismic imaging |
| GB2396448B (en) | 2002-12-21 | 2005-03-02 | Schlumberger Holdings | System and method for representing and processing and modeling subterranean surfaces |
| US6735527B1 (en) | 2003-02-26 | 2004-05-11 | Landmark Graphics Corporation | 3-D prestack/poststack multiple prediction |
| US6999880B2 (en) | 2003-03-18 | 2006-02-14 | The Regents Of The University Of California | Source-independent full waveform inversion of seismic data |
| WO2004095072A2 (en) | 2003-03-27 | 2004-11-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to convert seismic traces into petrophysical property logs |
| US7072767B2 (en) | 2003-04-01 | 2006-07-04 | Conocophillips Company | Simultaneous inversion for source wavelet and AVO parameters from prestack seismic data |
| CA2520640C (en) | 2003-04-01 | 2012-10-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Shaped high frequency vibratory source |
| NO322089B1 (no) | 2003-04-09 | 2006-08-14 | Norsar V Daglig Leder | Fremgangsmate for simulering av lokale prestakk dypmigrerte seismiske bilder |
| GB2400438B (en) | 2003-04-11 | 2005-06-01 | Westerngeco Ltd | Determination of waveguide parameters |
| US6970397B2 (en) | 2003-07-09 | 2005-11-29 | Gas Technology Institute | Determination of fluid properties of earth formations using stochastic inversion |
| US6882938B2 (en) | 2003-07-30 | 2005-04-19 | Pgs Americas, Inc. | Method for separating seismic signals from two or more distinct sources |
| US6944546B2 (en) | 2003-10-01 | 2005-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for inversion processing of well logging data in a selected pattern space |
| US6901333B2 (en) | 2003-10-27 | 2005-05-31 | Fugro N.V. | Method and device for the generation and application of anisotropic elastic parameters |
| US7046581B2 (en) | 2003-12-01 | 2006-05-16 | Shell Oil Company | Well-to-well tomography |
| US20050128874A1 (en) | 2003-12-15 | 2005-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources |
| US7791980B2 (en) | 2004-05-21 | 2010-09-07 | Westerngeco L.L.C. | Interpolation and extrapolation method for seismic recordings |
| US7836044B2 (en) * | 2004-06-22 | 2010-11-16 | Google Inc. | Anticipated query generation and processing in a search engine |
| FR2872584B1 (fr) | 2004-06-30 | 2006-08-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour simuler le depot sedimentaire dans un bassin respectant les epaisseurs des sequences sedimentaires |
| US7646924B2 (en) | 2004-08-09 | 2010-01-12 | David Leigh Donoho | Method and apparatus for compressed sensing |
| US7480206B2 (en) | 2004-09-13 | 2009-01-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for earth modeling and seismic imaging using interactive and selective updating |
| GB2422433B (en) | 2004-12-21 | 2008-03-19 | Sondex Wireline Ltd | Method and apparatus for determining the permeability of earth formations |
| US7373251B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-05-13 | Marathon Oil Company | Method for predicting quantitative values of a rock or fluid property in a reservoir using seismic data |
| US7230879B2 (en) | 2005-02-12 | 2007-06-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for true relative amplitude correction of seismic data for normal moveout stretch effects |
| WO2006090374A2 (en) | 2005-02-22 | 2006-08-31 | Paradigm Geophysical Ltd. | Multiple suppression in angle domain time and depth migration |
| US7840625B2 (en) | 2005-04-07 | 2010-11-23 | California Institute Of Technology | Methods for performing fast discrete curvelet transforms of data |
| US8438142B2 (en) * | 2005-05-04 | 2013-05-07 | Google Inc. | Suggesting and refining user input based on original user input |
| WO2006122146A2 (en) | 2005-05-10 | 2006-11-16 | William Marsh Rice University | Method and apparatus for distributed compressed sensing |
| US7405997B2 (en) | 2005-08-11 | 2008-07-29 | Conocophillips Company | Method of accounting for wavelet stretch in seismic data |
| US7516124B2 (en) * | 2005-12-20 | 2009-04-07 | Yahoo! Inc. | Interactive search engine |
| EP1941386A4 (en) | 2005-10-18 | 2010-03-17 | Sinvent As | IMAGING OF GEOLOGICAL RESPONSES DATA WITH FLOW PROCESSORS |
| AU2006235820B2 (en) | 2005-11-04 | 2008-10-23 | Westerngeco Seismic Holdings Limited | 3D pre-stack full waveform inversion |
| FR2895091B1 (fr) | 2005-12-21 | 2008-02-22 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour mettre a jour un modele geologique par des donnees sismiques |
| GB2436626B (en) | 2006-03-28 | 2008-08-06 | Westerngeco Seismic Holdings | Method of evaluating the interaction between a wavefield and a solid body |
| US7620534B2 (en) | 2006-04-28 | 2009-11-17 | Saudi Aramco | Sound enabling computerized system for real time reservoir model calibration using field surveillance data |
| US20070274155A1 (en) | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Ikelle Luc T | Coding and Decoding: Seismic Data Modeling, Acquisition and Processing |
| US7725266B2 (en) | 2006-05-31 | 2010-05-25 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for 3D frequency domain waveform inversion based on 3D time-domain forward modeling |
| US7599798B2 (en) | 2006-09-11 | 2009-10-06 | Westerngeco L.L.C. | Migrating composite seismic response data to produce a representation of a seismic volume |
| AU2007302695B2 (en) * | 2006-09-28 | 2011-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources |
| EP2104869B1 (en) | 2007-01-20 | 2012-01-25 | Spectraseis AG | Time reverse reservoir localization |
| US7636275B2 (en) * | 2007-02-06 | 2009-12-22 | Conocophillips Company | Direct time lapse inversion of seismic data |
| US7715986B2 (en) | 2007-05-22 | 2010-05-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for identifying and removing multiples for imaging with beams |
| JP2009063942A (ja) | 2007-09-10 | 2009-03-26 | Sumitomo Electric Ind Ltd | 遠赤外線カメラ用レンズ、レンズユニット及び撮像装置 |
| US20090070042A1 (en) | 2007-09-11 | 2009-03-12 | Richard Birchwood | Joint inversion of borehole acoustic radial profiles for in situ stresses as well as third-order nonlinear dynamic moduli, linear dynamic elastic moduli, and static elastic moduli in an isotropically stressed reference state |
| US20090083006A1 (en) | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Randall Mackie | Methods and apparatus for three-dimensional inversion of electromagnetic data |
| US20090164186A1 (en) | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd. | Method for determining improved estimates of properties of a model |
| US8577660B2 (en) | 2008-01-23 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Three-dimensional mechanical earth modeling |
| WO2009117174A1 (en) * | 2008-03-21 | 2009-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | An efficient method for inversion of geophysical data |
| EP2105765A1 (en) | 2008-03-28 | 2009-09-30 | Schlumberger Holdings Limited | Simultaneous inversion of induction data for dielectric permittivity and electric conductivity |
| US8275592B2 (en) | 2008-04-07 | 2012-09-25 | Westerngeco L.L.C. | Joint inversion of time domain controlled source electromagnetic (TD-CSEM) data and further data |
| US8494777B2 (en) | 2008-04-09 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous microseismic mapping for real-time 3D event detection and location |
| US8345510B2 (en) | 2008-06-02 | 2013-01-01 | Pgs Geophysical As | Method for aquiring and processing marine seismic data to extract and constructively use the up-going and down-going wave-fields emitted by the source(s) |
| CN102124374B (zh) | 2008-08-15 | 2013-07-17 | Bp北美公司 | 用于分离单独的同时震源的方法 |
| US20100054082A1 (en) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Acceleware Corp. | Reverse-time depth migration with reduced memory requirements |
| US8296069B2 (en) * | 2008-10-06 | 2012-10-23 | Bp Corporation North America Inc. | Pseudo-analytical method for the solution of wave equations |
| 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 |
| US9213119B2 (en) * | 2008-10-29 | 2015-12-15 | Conocophillips Company | Marine seismic acquisition |
| US20100118651A1 (en) | 2008-11-10 | 2010-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for generation of images related to a subsurface region of interest |
| US20100142316A1 (en) | 2008-12-07 | 2010-06-10 | Henk Keers | Using waveform inversion to determine properties of a subsurface medium |
| US8095345B2 (en) | 2009-01-20 | 2012-01-10 | Chevron U.S.A. Inc | Stochastic inversion of geophysical data for estimating earth model parameters |
| US9052410B2 (en) * | 2009-02-12 | 2015-06-09 | Conocophillips Company | Multiple seismic signal inversion |
| US8352190B2 (en) * | 2009-02-20 | 2013-01-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for analyzing multiple geophysical data sets |
-
2011
- 2011-08-15 KR KR1020137010553A patent/KR101908278B1/ko active IP Right Grant
- 2011-08-15 WO PCT/US2011/047770 patent/WO2012047378A1/en active Application Filing
- 2011-08-15 EP EP11831112.5A patent/EP2622457A4/en not_active Withdrawn
- 2011-08-15 SG SG2013008412A patent/SG188191A1/en unknown
- 2011-08-15 MY MYPI2013000383A patent/MY163568A/en unknown
- 2011-08-15 CN CN201180046034.9A patent/CN103119552B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-08-15 BR BR112013002842A patent/BR112013002842A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-08-15 RU RU2013119384/28A patent/RU2582480C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-08-15 AU AU2011312800A patent/AU2011312800B2/en not_active Ceased
- 2011-08-15 CA CA2807575A patent/CA2807575C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-09 US US13/229,252 patent/US8775143B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR101908278B1 (ko) | 2018-10-17 |
| US20120073825A1 (en) | 2012-03-29 |
| CA2807575C (en) | 2016-12-13 |
| CN103119552B (zh) | 2016-06-08 |
| CA2807575A1 (en) | 2012-04-12 |
| AU2011312800A1 (en) | 2013-04-11 |
| KR20140014074A (ko) | 2014-02-05 |
| EP2622457A4 (en) | 2018-02-21 |
| CN103119552A (zh) | 2013-05-22 |
| WO2012047378A1 (en) | 2012-04-12 |
| SG188191A1 (en) | 2013-04-30 |
| MY163568A (en) | 2017-09-29 |
| US8775143B2 (en) | 2014-07-08 |
| EP2622457A1 (en) | 2013-08-07 |
| RU2582480C2 (ru) | 2016-04-27 |
| AU2011312800B2 (en) | 2014-10-16 |
| BR112013002842A2 (pt) | 2016-06-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2013119384A (ru) | Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля | |
| RU2014140603A (ru) | Ортогональное кодирование источника и приемника | |
| CA2711126C (en) | An efficient method for inversion of geophysical data | |
| RU2009115861A (ru) | Итеративная инверсия данных от одновременных геофизических источников | |
| CA2825469C (en) | Method of wavelet estimation and multiple prediction in full wavefield inversion | |
| KR101861060B1 (ko) | 오프셋 의존 탄성 ｆｗｉ를 통한 다중 파라미터 역산 | |
| RU2013129772A (ru) | Инверсия одновременных источников для данных сейсмоприемной косы с взаимнокорреляционной целевой функцией | |
| AU2012276056B2 (en) | System and method for generating a geostatistical model of a geological volume of interest that is constrained by a process-based model of the geological volume of interest | |
| NO20120433A1 (no) | Invertering av datasett ved bruk av kildemottaker for komprimering | |
| GB201219828D0 (en) | Method of and apparatus for validating a full waveform inversion process | |
| US20160061974A1 (en) | Full-Wavefield Inversion Using Mirror Source-Receiver Geometry | |
| US10353091B2 (en) | Enhanced visualization of geologic features in 3D seismic survey data using high definition frequency decomposition (HDFD) | |
| ATE513230T1 (de) | Verfahren zur suche nach kohlenwasserstoffen in einem geologisch komplexen becken durch modellierung des beckens | |
| RU2013119380A (ru) | Гибридный способ для полноволновой инверсии с использованием способа одновременных и последовательных источников | |
| WO2015042386A1 (en) | Eikonal solver for quasi p-waves in anisotropic media | |
| Fei et al. | Full waveform inversion without low frequencies: A synthetic study | |
| GB2587998A (en) | Synthetic modeling | |
| EA200702328A1 (ru) | Проектирование геофизической разведки с использованием электромагнитных полей с управляемым источником | |
| Przebindowska | Acoustic full waveform inversion of marine reflection seismic data | |
| Chauris et al. | What initial velocity model do we need for full waveform inversion? | |
| Zhang et al. | Using WEMVA to build salt geometry and sub-salt velocity model: A gulf of mexico test case | |
| Gavotti et al. | Poststack inversion of broadband seismic data from Alberta, Canada | |
| Two-grid full waveform surface wave inversion by means of a genetic algorithm | ||
| Chen et al. | Seismic inversion by multiscale Newtonian machine learning inversion | |
| Han et al. | Acoustic encoded full-waveform inversion method research in areas with a rugged surface |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180816 |