RU2016141070A - Генерирование волнового поля с использованием массива сейсмических вибраторов - Google Patents
Генерирование волнового поля с использованием массива сейсмических вибраторов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016141070A RU2016141070A RU2016141070A RU2016141070A RU2016141070A RU 2016141070 A RU2016141070 A RU 2016141070A RU 2016141070 A RU2016141070 A RU 2016141070A RU 2016141070 A RU2016141070 A RU 2016141070A RU 2016141070 A RU2016141070 A RU 2016141070A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic vibrators
- source
- wave field
- monopolar
- array
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 claims 15
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims 2
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 claims 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 claims 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3861—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas control of source arrays, e.g. for far field control
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
-
- 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
- G01V2210/129—Source location
- G01V2210/1293—Sea
-
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Claims (33)
1. Способ морской сейсморазведки, включающий:
активацию одного или более сейсмических вибраторов из массива сейсмических вибраторов для образования источника градиента волнового поля для исследования целевой структуры.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
активацию одного или более сейсмических вибраторов из массива сейсмических вибраторов для образования монополярного источника волнового поля для исследования целевой структуры.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что образование указанного источника градиента волнового поля и образование монополярного волнового поля являются частью модели монополярных источников волновых полей и источников градиента волновых полей, образованных в ответ на активацию сейсмических вибраторов из массива сейсмических вибраторов.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что активация одного или более сейсмических вибраторов из массива сейсмических вибраторов включает активацию объемных сейсмических вибраторов из массива сейсмических вибраторов, при этом активация объемных сейсмических вибраторов приводит к тому, что по меньшей мере два сейсмических вибратора не совпадают по фазе, для образования источника градиента волнового поля.
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что активация объемных сейсмических вибраторов из массива сейсмических вибраторов включает подачу сигналов активации к сейсмическим вибраторам из массива сейсмических вибраторов, причем первый выходной сигнал, произведенный по меньшей мере одним из двух объемных сейсмических вибраторов, сдвинут по фазе относительно второго выходного сигнала, произведенного другим из по меньшей мере двух объемных сейсмических вибраторов.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что первый и второй выходные сигналы находятся в противофазе.
7. Способ по п. 5, отличающийся тем, что первый и второй выходные сигналы имеют разность фаз, косинус которой меньше нуля.
8. Способ по п. 4, дополнительно включающий:
активацию в разное время по меньшей мере двух находящихся в фазе объемных сейсмических вибраторов из массива сейсмических вибраторов для образования практически монополярного источника волнового поля.
9. Способ по п. 4, отличающийся тем, что по меньшей мере два объемных сейсмических вибратора разделены расстоянием, которое меньше половины длины кратчайшей исследуемой волны в направлении источника градиента волнового поля.
10. Способ по п. 4, отличающийся тем, что объемные сейсмические вибраторы в массиве сейсмических вибраторов предусматриваются на множестве глубин в толще воды, причем объемные сейсмические вибраторы на первой из множества глубин излучают сигналы на первой частоте, а объемные сейсмические вибраторы на второй из множества глубин излучают сигналы на второй, отличной частоте.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что разделяющее расстояние между объемными сейсмическими вибраторами согласуется с диапазоном частот сигналов, излучаемых на каждом уровне глубины.
12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что объемные сейсмические вибраторы на первой глубине управляются для получения источника градиента волнового поля и монополярного источника волнового поля для различных импульсов, причем объемные сейсмические вибраторы на второй глубине управляются для получения только монополярных источников волновых полей для различных импульсов.
13. Способ по п. 4, дополнительно включающий:
использование данных монополярных источников, полученных в ответ на монополярный источник волнового поля, и данных источника градиента, полученных в ответ на источник градиента волнового поля для подавления волн-спутников.
14. Способ по п. 4, дополнительно включающий:
использование данных монополярного источника, полученных в ответ на монополярный источник волнового поля, и данных источника градиента, полученных в ответ на источник градиента волнового поля для выполнения многокомпонентной визуализации.
15. Способ по п. 4, дополнительно включающий:
использование данных монополярных источников, полученных в ответ на монополярный источник волнового поля, и данных источника градиента, полученных в ответ на источник градиента волнового поля, для реконструкции источника за пределами теории Найквиста.
16. Компьютерная система, содержащая:
по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью:
управлять активацией морских сейсмических вибраторов из массива морских сейсмических вибраторов, причем активация приводит к тому, что по меньшей мере два морских сейсмических вибратора сдвинуты по фазе, для образования источника градиента волнового поля для исследования целевой структуры.
17. Компьютерная система по п. 16, отличающаяся тем, что по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью:
управления активацией в разное время по меньшей мере двух находящихся в фазе морских сейсмических вибраторов из массива сейсмических вибраторов для образования монополярного источника волнового поля.
18. Компьютерная система по п. 16, отличающаяся тем, что по меньшей мере два морских сейсмических вибратора разделены расстоянием в пределах между одной третьей и половиной длины кратчайшей исследуемой волны в направлении источника градиента волнового поля.
19. Компьютерная система по п. 16, отличающаяся тем, что по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью:
управления фазами по меньшей мере подмножества морских сейсмических вибраторов из массива морских сейсмических вибраторов для различных импульсов, для обеспечения подавления остаточного шума между последовательными импульсами.
20. Компьютерная система по п. 16, отличающаяся тем, что по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью:
использования данных монополярного источника, полученных в ответ на монополярный источник волнового поля, и данных источника градиента, полученных в ответ на источник градиента волнового поля, с тем, чтобы один или более раз выполнить подавление волн-спутников, многокомпонентную визуализацию и поперечную реконструкцию источника.
21. Изделие, содержащее по меньшей мере один энергонезависимый машиночитаемый носитель, хранящий команды, при исполнении которых система выполняет:
управление активацией морских сейсмических вибраторов из массива морских сейсмических вибраторов, при этом активация приводит к тому, что по меньшей мере два морских сейсмических вибратора имеют сдвиг по фазе, с тем, чтобы образовать источник градиента волнового поля для исследования целевой структуры.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201461968178P | 2014-03-20 | 2014-03-20 | |
| US61/968,178 | 2014-03-20 | ||
| PCT/US2015/021520 WO2015143189A1 (en) | 2014-03-20 | 2015-03-19 | Wavefield generation using a seismic vibrator array |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016141070A true RU2016141070A (ru) | 2018-04-26 |
| RU2016141070A3 RU2016141070A3 (ru) | 2018-04-26 |
| RU2659583C2 RU2659583C2 (ru) | 2018-07-03 |
Family
ID=54145332
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016141070A RU2659583C2 (ru) | 2014-03-20 | 2015-03-19 | Генерирование волнового поля с использованием массива сейсмических вибраторов |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10126452B2 (ru) |
| EP (1) | EP3120169B1 (ru) |
| CN (2) | CN106255903A (ru) |
| AU (1) | AU2015231243A1 (ru) |
| BR (1) | BR112016021740B1 (ru) |
| CA (1) | CA2941510C (ru) |
| MX (1) | MX2016012152A (ru) |
| RU (1) | RU2659583C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015143189A1 (ru) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2909655B1 (en) * | 2012-10-16 | 2017-05-03 | ConocoPhillips Company | Flared pseudo-random spiral marine acquisition |
| WO2015168130A1 (en) | 2014-04-28 | 2015-11-05 | Westerngeco Llc | Wavefield reconstruction |
| EP3289389A4 (en) * | 2015-05-01 | 2019-05-29 | Schlumberger Technology B.V. | DIRECTIONAL SOURCE STUDY WITH MARINE VIBRATOR |
| WO2016179206A1 (en) | 2015-05-05 | 2016-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Removal of acquisition effects from marine seismic data |
| RU2737846C2 (ru) | 2015-12-02 | 2020-12-03 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система установки наземных сейсмических датчиков с парами смежных многокомпонентных сейсмических датчиков на расстоянии в среднем по меньшей мере двадцать метров |
| EP3394642B1 (en) * | 2015-12-22 | 2022-02-16 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for generating a seismic gather |
| GB2566240A (en) | 2016-06-15 | 2019-03-06 | Schlumberger Technology Bv | Systems and methods for acquiring seismic data with gradient data |
| US11774610B2 (en) | 2017-09-22 | 2023-10-03 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for concurrent land vibroseis acquisition with simultaneous activation |
| WO2019060220A1 (en) | 2017-09-25 | 2019-03-28 | Schlumberger Technology Corporation | RECONSTRUCTION OF MULTI-CHANNEL SEISMIC WAVE FIELDS WITH MULTIPLE LOADS |
| CN109765619B (zh) * | 2019-01-30 | 2023-10-31 | 自然资源部第二海洋研究所 | 一种基于移动平台搭载的海洋地震探测系统及其方法 |
| US11573345B2 (en) | 2019-02-21 | 2023-02-07 | Pgs Geophysical As | Inline source |
| CN111123348B (zh) * | 2019-12-30 | 2020-12-11 | 浙江大学 | 一种用于淡水浅地层高分辨率探测的等离子体震源系统 |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2543306B1 (fr) | 1983-03-23 | 1985-07-26 | Elf Aquitaine | Procede et dispositif pour l'optimisation des donnees sismiques |
| GB9612471D0 (en) * | 1996-06-14 | 1996-08-14 | Geco As | Method and apparatus for multiple seismic vibratory surveys |
| US6021379A (en) * | 1997-07-29 | 2000-02-01 | Exxon Production Research Company | Method for reconstructing seismic wavefields |
| GB2376301B (en) * | 2000-04-03 | 2004-03-03 | Schlumberger Technology Corp | A seismic source a marine seismic surveying arrangement a method of operating a marine seismic source and a method of de-ghosting seismic data |
| US20060062696A1 (en) | 2001-07-27 | 2006-03-23 | Caliper Life Sciences, Inc. | Optimized high throughput analytical systems |
| GB2393513A (en) * | 2002-09-25 | 2004-03-31 | Westerngeco Seismic Holdings | Marine seismic surveying using a source not having a ghost at a non-zero frequency |
| US6942059B2 (en) * | 2002-11-13 | 2005-09-13 | Westerngeco, L.L.C. | Composite bandwidth marine vibroseis array |
| US7377357B2 (en) * | 2003-01-16 | 2008-05-27 | Exxon Mobil Upstream Research Co. | Marine seismic acquisition method and apparatus |
| GB2410551B (en) | 2004-01-30 | 2006-06-14 | Westerngeco Ltd | Marine seismic acquisition system |
| US7359283B2 (en) * | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Pgs Americas, Inc. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
| US7492665B2 (en) | 2006-07-24 | 2009-02-17 | Westerngeco L.L.C. | Seismic data acquisition and source-side derivatives generation and application |
| US7986586B2 (en) * | 2008-04-08 | 2011-07-26 | Pgs Geophysical As | Method for deghosting marine seismic streamer data with irregular receiver positions |
| 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) |
| EP2356650B1 (en) * | 2008-11-21 | 2021-03-24 | ExxonMobil Upstream Research Company | Free charge carrier diffusion response transducer for sensing gradients |
| US9052410B2 (en) * | 2009-02-12 | 2015-06-09 | Conocophillips Company | Multiple seismic signal inversion |
| US10838095B2 (en) * | 2010-08-05 | 2020-11-17 | Pgs Geophysical As | Wavefield deghosting of seismic data recorded using multiple seismic sources at different water depths |
| US9459362B2 (en) * | 2011-03-14 | 2016-10-04 | Westerngeco L.L.C. | Marine vibrator sweeps with reduced smearing and/or increased distortion tolerance |
| CA2832723C (en) * | 2011-05-12 | 2018-08-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Two-component source seismic acquisition and source de-ghosting |
| US9158019B2 (en) * | 2011-06-08 | 2015-10-13 | Westerngeco L.L.C. | Enhancing low frequency content in marine simultaneous vibroseis acquisition |
| US9753163B2 (en) * | 2012-01-12 | 2017-09-05 | Westerngeco L.L.C. | Simultaneous marine vibrators |
| MX338314B (es) | 2012-01-13 | 2016-04-12 | Geco Technology Bv | Adquisicion sismica marina de fuentes simultaneas. |
| US9411062B2 (en) * | 2012-02-07 | 2016-08-09 | Pgs Geophysical As | Method and system for determining source signatures after source ghost removal |
| US9671511B2 (en) * | 2012-08-31 | 2017-06-06 | Cgg Services Sas | Horizontal streamer broadband marine seismic acquisition configuration and processing |
| US20140278116A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Westerngeco L.L.C. | Frequency-sparse seismic data acquisition and processing |
| US9618636B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-04-11 | Westerngeco L.L.C. | Seismic acquisition using phase-shifted sweeps |
-
2015
- 2015-03-19 MX MX2016012152A patent/MX2016012152A/es unknown
- 2015-03-19 CA CA2941510A patent/CA2941510C/en active Active
- 2015-03-19 RU RU2016141070A patent/RU2659583C2/ru active
- 2015-03-19 AU AU2015231243A patent/AU2015231243A1/en not_active Abandoned
- 2015-03-19 WO PCT/US2015/021520 patent/WO2015143189A1/en active Application Filing
- 2015-03-19 CN CN201580021945.4A patent/CN106255903A/zh active Pending
- 2015-03-19 EP EP15765473.2A patent/EP3120169B1/en active Active
- 2015-03-19 US US15/122,948 patent/US10126452B2/en active Active
- 2015-03-19 CN CN202110959165.1A patent/CN113625345B/zh active Active
- 2015-03-19 BR BR112016021740-3A patent/BR112016021740B1/pt active IP Right Grant
-
2018
- 2018-11-12 US US16/186,826 patent/US20190079208A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106255903A (zh) | 2016-12-21 |
| US20190079208A1 (en) | 2019-03-14 |
| BR112016021740B1 (pt) | 2022-08-16 |
| CA2941510C (en) | 2023-05-23 |
| EP3120169B1 (en) | 2020-05-20 |
| AU2015231243A1 (en) | 2016-09-22 |
| EP3120169A4 (en) | 2017-10-25 |
| RU2016141070A3 (ru) | 2018-04-26 |
| CN113625345B (zh) | 2022-08-23 |
| WO2015143189A1 (en) | 2015-09-24 |
| CN113625345A (zh) | 2021-11-09 |
| MX2016012152A (es) | 2016-12-15 |
| EP3120169A1 (en) | 2017-01-25 |
| US20170075015A1 (en) | 2017-03-16 |
| BR112016021740A2 (ru) | 2018-08-21 |
| RU2659583C2 (ru) | 2018-07-03 |
| US10126452B2 (en) | 2018-11-13 |
| CA2941510A1 (en) | 2015-09-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016141070A (ru) | Генерирование волнового поля с использованием массива сейсмических вибраторов | |
| US11774618B2 (en) | Marine vibrator directive source survey | |
| US8102731B2 (en) | Method for operating marine seismic vibrator array to enhance low frequency output | |
| JP6849999B2 (ja) | 海底地質探査システム、海底地質探査方法および海底地質探査プログラム | |
| RU2016149123A (ru) | Способы и системы для проведения рекогносцировочных морских сейсмических исследований | |
| EA201891130A1 (ru) | Системы геофизической разведки и соответствующие способы | |
| JP2016090453A (ja) | 探知装置及び水中探知装置 | |
| Chi et al. | Least-squares reverse time migration guided full-waveform inversion | |
| Petrov | A method for single-hydrophone geoacoustic inversion based on the modal group velocities estimation: Application to a waveguide with inhomogeneous bottom relief | |
| US20230103668A1 (en) | Method and apparatus for implementing a high-resolution seismic pseudo-reflectivity image | |
| US10551515B2 (en) | Determining an interval between activations of at least one survey source | |
| Le Tarnec et al. | Fourier fk migration for plane wave ultrasound imaging: Theoretical framework | |
| US20190391290A1 (en) | Dipole Source | |
| Duveneck* | A local dip filtering approach for removing noise from seismic depth images | |
| Barala* et al. | Effect of different parameters on Interferometric redatumed source-receiver array | |
| Rønholt | High fidelity imaging using reflections, refractions and multiples: North Sea example, Johan Sverdrup Field | |
| Deng et al. | Improving reservoir imaging using long-offset OBN data: A case study from Conger field, Gulf of Mexico | |
| Pillet et al. | Internal wave attractors in 3D geometry | |
| Voinovich | On the gain sensitivity of reversed acoustic signal at parametric resonance conditions to small variations in wavelength | |
| RU2013106621A (ru) | Способ возбуждения сейсмических волн в водоемах | |
| Kraaijpoel et al. | Ray field maps in position/angle domain: concepts and construction | |
| Mikhaylov et al. | Joint 2D inversion of induction and galvanic borehole sounding data when logging hydrocarbon reservoirs | |
| Varlamov et al. | A new regional 3D seismic technology, application to East Siberia | |
| Heister et al. | MATHEMATICAL MODEL AND DELAY TIME OF REFLECTED SIGNAL IN SYNTHETIC APERTURE SONAR | |
| Amundsen et al. | Broadband Seismic Technology and Beyond: Part XI: Which Technology to Choose? |