RU2144683C1 - Способ обработки сейсмического сигнала и разведки месторождений - Google Patents
Способ обработки сейсмического сигнала и разведки месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2144683C1 RU2144683C1 RU96115275/28A RU96115275A RU2144683C1 RU 2144683 C1 RU2144683 C1 RU 2144683C1 RU 96115275/28 A RU96115275/28 A RU 96115275/28A RU 96115275 A RU96115275 A RU 96115275A RU 2144683 C1 RU2144683 C1 RU 2144683C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- specified
- indicated
- cross
- correlation
- seismic
- Prior art date
Links
Images
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
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/301—Analysis for determining seismic cross-sections or geostructures
-
- 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
- G01V1/288—Event detection in seismic signals, e.g. microseismics
Abstract
Использование в сейсмической разведке месторождений для идентификации структурных и стратиграфических характеристик в трех измерениях. Способ разведки углеводородов предусматривает следующие операции: получение комплекта сигналов сейсмических трасс, распределенных по заранее определенному трехмерному объему толщи земли, разделение трехмерного объема на множество вертикально смещенных и главным образом удаленных друг от друга горизонтальных срезов и разделение по меньшей мере одного из указанных срезов на множество ячеек, причем каждая из указанных ячеек имеет участки по меньшей мере трех локализованных в ней сейсмических трасс, измерение поперек каждой из указанных ячеек кросс-корреляции между одной парой трасс, лежащих в первой вертикальной плоскости, для получения значения инлайн (in-line), и измерение кросс-корреляции между другой парой трасс, лежащих в другой вертикальной плоскости, для получения значений кросслайн (cross-line), комбинирование указанного инлайн значения с указанным кросслайн значением для получения значения когерентности для каждой из ячеек и визуализацию значений когерентности. Изобретение позволяет значительно ускорить составление карт структурных деталей и выявить детали с ложными соотношениями. 5 с. с. и 26 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Настоящее изобретение имеет отношение главным образом к созданию способов сейсмической разведки месторождений, а более конкретно, касается способов идентификации структурных и стратиграфических характеристик в трех измерениях (направлениях).
Обычные 2-D сейсмические данные получают вдоль линий (см. линии 10 и 11 на фиг. 1), которые образованы решетками сейсмоприемников на участке побережья до прибойной зоны или решетками гидрофонных сейсмоприемных кос (стримеров), которые пересекают прибрежную водную зону. Сейсмоприемники и гидрофоны работают в качестве датчиков и принимают энергию, которая передана вглубь земли и отражена назад к поверхности земли от поверхностей раздела 12 скальной породы нижнего горизонта. Энергия обычно создается на поверхности земли при помощи вибросейсмических аппаратов, которые передают с поверхности импульсы встряхивания грунта с заранее определенными интервалами и частотами. При работе с водной поверхности для этой цели обычно используют пневматические пушки. Тонкие изменения в распределении энергии, возвращенной на поверхность, часто отражают вариации стратиграфического, структурного и жидкостного содержания подземных резервуаров.
При использовании 3-D сейсмических данных принцип остается таким же, однако линии и решетки размещают более тесно (см. фиг. 1 и 2), что позволяет получать более детальное перекрытие нижнего горизонта. При таком перекрытии с очень высокой плотностью требуется записывать, хранить и обрабатывать чрезвычайно большие объемы цифровых данных, перед тем, как может быть произведена их окончательная интерпретация. Обработка данных требует применения огромных компьютерных ресурсов и сложного программного обеспечения, чтобы усилить сигнал, отраженный от нижнего горизонта, и выделить его из сопровождающих шумов, которые маскируют сигнал.
После того, как произведена обработка данных, бригада геофизиков производит компиляцию и интерпретацию сейсмической 3-D информации в форме 3-D куба (см. фиг. 4), который эффективно представляет характеристики нижнего горизонта. При использовании куба данных информация может выводиться на индикацию в самом разном виде. Могут быть сделаны карты горизонтальных временных срезов на выбранной глубине (см. фиг. 5). При использовании компьютерных рабочих станций интерпретатор может делать срезы по полю для исследования выходов резервуара на различных горизонтах. Могут быть также произведены вертикальные срезы или сечения в любом направлении, с использованием сейсмических или скважных данных. Временные карты могут быть конвертированы в глубину для получения структурной интерпретации на конкретном уровне.
Трехмерные (3-D) сейсмические данные интенсивно используются повсюду в мире для получения более детального структурного и стратиграфического изображения резервуаров нижнего горизонта. Применение трехмерных (3-D) сейсмических данных расширилось в течение последних пяти лет, причем основанием для этого является большое число подтвержденных записей следов, которое продолжает расти. 3-D измерения проводят с учетом возросших резервных оценок и с уменьшенными эксплуатационными расходами в результате более точного выбора местоположения оконтуривания и развития скважин, с использованием улучшенных характеристик резервуара, что приводит к получению лучших имитационных моделей, а также с учетом возможности более точного предсказания будущих возможностей и проблем в ходе продукционной истории поля. Что еще более важно, 3-D сейсмические данные также используют в качестве инструмента разведки для уменьшения риска проходки скважины в структурно сложных зонах и для предсказания качества резервуара в зонах, где нет еще скважин.
Так как 3-D сейсмические данные используются для разведки и интерпретации данных, то возникает необходимость в их усовершенствовании.
В частности, сейсмические данные традиционно получают и обрабатывают для получения изображений сейсмических отражений. Изменения в стратиграфии зачастую трудно обнаружить на традиционных сейсмических дисплеях в результате того, что ограничен объем информации, связанной с стратиграфическими параметрами в поперечном сечении. Хотя такие сечения дают возможность видеть более полную часть этих характеристик, затруднительно идентифицировать ложные поверхности (поверхности дефектов) в 3-D объеме, в том случае, когда ложные отражения не зафиксированы. Что еще более важно, неизвестно использование сейсмических данных для визуализации сейсмических нарушений сплошности вместо сейсмических отражений.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ разведки углеводородов. Этот способ содержит следующие операции: получение комплекта сигналов сейсмических трасс, распределенных по заранее определенному трехмерному объему толщи земли; разделение трехмерного объема на множество вертикально смещенных и главным образом удаленных друг от друга горизонтальных срезов; разделение каждого из срезов на множество ячеек, которые подразделены на идущие в боковом направлении ряды и колонки, таким образом, что участки по меньшей мере трех главным образом вертикально идущих сейсмических трасс локализованы в них; измерение поперек каждой ячейки кросс-корреляции между одной парой трасс, лежащей в одной вертикальной плоскости, для получения значения инлайн (in-line), и измерение кросс-корреляции между другой парой трасс, лежащей в другой вертикальной плоскости, для получения значения кросслайн (cross-line), которые служат оценкой временного (по времени) падения (спада) в инлайн и кросслайн направлениях; комбинирование инлайн значения с кросслайн значением для получения значения когерентности для каждой ячейки; и визуализация значений когерентности поперек по меньшей мере одного горизонтального среза.
Предложенная техника особенно хорошо подходит для интерпретации ложных планов (плоскостей дефектов) в пределах 3-D сейсмического объема и для обнаружения тонких стратиграфических характеристик в 3-D (информации). Это происходит потому, что сейсмические трассы, перерезанные ложной линией (линией дефекта), обычно имеют другой сейсмический характер, чем трассы на любой стороне от ложной. Измерение похожести трасс (то есть когерентности или непрерывности 3-D) вдоль временного среза позволяет выявить контуры низкой когерентности вдоль этих ложных линий. Такие значения когерентности позволяют выявить критические детали нижнего горизонта, которые не всегда ясны на традиционных сейсмических сечениях. За счет вычисления когерентности вдоль серии временных срезов можно при помощи ложных контуров идентифицировать ложные планы или поверхности.
Указанные ранее и другие характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания преимущественного варианта его осуществления, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.
На фиг. 1 показано расположение сейсмоприемников для получения 3-D сейсмических данных из нижнего горизонта земной толщи, необходимое для проведения обработки в соответствии с настоящим изобретением. На фиг. 2 показан вид сверху расположения фиг. 1. На фиг. 3 приведено расположение сейсмических трасс, лежащих в плоскости, проходящей через ряд сейсмоприемников, показанных на фиг. 2. На фиг. 4 приведено графическое представление информации, полученной при обработке 3-D данных. На фиг. 5 приведено графическое представление горизонтального временного среза 3-D сейсмических данных, обработанных в соответствии с известным состоянием техники. На фиг. 6 приведено графическое представление горизонтального временного среза 3-D сейсмических данных, обработанных в соответствии с настоящим изобретением.
Несмотря на то, что настоящее изобретение может быть осуществлено в различных вариантах, на чертежах показан и детально описан специфический вариант его осуществления. Однако следует иметь в виду, что настоящее описание следует рассматривать только как пример осуществления принципов изобретения, который ни в коей мере не ограничивает изобретение описанным специфическим алгоритмом и примером его осуществления.
Первой операцией является получение комплекта сейсмических данных в форме сигнала сейсмических трасс, распределенных в трехмерном объеме в толще земли. Способы получения таких данных и преобразования их в цифровую форму для обработки 3-D сейсмических данных хорошо известны специалистам в данной области.
Следующей операцией является выработка "куба нарушения сплошности". Это производится приложением алгоритма когерентности к 3-D сейсмическим данным. Этот алгоритм может приобретать различные формы. Вне зависимости от выбранной формы его функционирование заключается в сравнении аналогичности прилегающих друг к другу районов сейсмических данных внутри 3-D сейсмического объема. Если сегмент трассы аналогичен соседнему (например, в инлайн или кросслайн направлениях), то ему присваивается значение низкого нарушения сплошности; если сегмент трассы не аналогичен соседнему, то ему присваивается значение высокого нарушения сплошности.
На фиг. 2 приведен вид в плане участка 3-D сейсмического объема. Для того, чтобы измерить нарушение сплошности, участок трассы A сравнивают со смежными участками трассы B и C. Один из путей вычисления аналогичности трасс описан ниже.
Нулевая средняя задержанная кросс-корреляция в направлении инлайн (в x-направлении) между трассой u(t, x, y) и u(t, x+dx, y) при временной задержке "tlag" мс определяется в соответствии с выражением:
(1)
в котором
и
являются автокорреляциями, использованными для нормализации кросс-корреляции, и где W+W является длиной в мс корреляционного окна. Важно выбрать W достаточно широким для того, чтобы оценка среднего нуля была действенной. Могут быть использованы и другие способы нормализации (например, произведение энергий трасс и т.п.). Приемлемыми являются значения порядка сейсмических импульсоидов. В частности, кросс-корреляция является одним из способов комбинирования двух колебаний для измерения аналогичности колебаний. Автокорреляция является способом комбинирования колебания с самим собой. См. публикацию Шерифа. Энциклопедический словарь геофизической разведки. Выпущена обществом геофизиков-разведчиков в г.Тулза, штат Оклахома, США.
(1)
в котором
и
являются автокорреляциями, использованными для нормализации кросс-корреляции, и где W+W является длиной в мс корреляционного окна. Важно выбрать W достаточно широким для того, чтобы оценка среднего нуля была действенной. Могут быть использованы и другие способы нормализации (например, произведение энергий трасс и т.п.). Приемлемыми являются значения порядка сейсмических импульсоидов. В частности, кросс-корреляция является одним из способов комбинирования двух колебаний для измерения аналогичности колебаний. Автокорреляция является способом комбинирования колебания с самим собой. См. публикацию Шерифа. Энциклопедический словарь геофизической разведки. Выпущена обществом геофизиков-разведчиков в г.Тулза, штат Оклахома, США.
Нулевая средняя задержанная кросс-корреляция в направлении кросслайн (в y-направлении) между трассой u(t, x, y) и u(t, x, y+dy) при временной задержке "tlag" мс определяется в соответствии с выражением:
где
Направление видимого временного падения в направлениях x и y считают той задержкой (то есть tlagx и tlagy), которая имеет самую большую (то есть наиболее положительную) кросс-корреляцию. Эти значения равны px(t, tlagx) и py(t, tlagy).
где
Направление видимого временного падения в направлениях x и y считают той задержкой (то есть tlagx и tlagy), которая имеет самую большую (то есть наиболее положительную) кросс-корреляцию. Эти значения равны px(t, tlagx) и py(t, tlagy).
После получения видимых падений (спадов) (в мс/на трассу) достаточно просто (но не обязательно точно, если имеют дело с зашумленными данными) произвести вычисление для получения падения и азимута падения. Что более важно, так это то, что концепция кросс-корреляции расширена на два направления путем получения геометрического среднего между двумя классическими одномерными кросс-корреляциями:
Это значение (или аттрибутив) служит в качестве достаточно надежной оценки нарушения сплошности сигнала в геологической формации, а также нарушения сплошностей сигнала через ложные и ошибочные несоответствия.
Это значение (или аттрибутив) служит в качестве достаточно надежной оценки нарушения сплошности сигнала в геологической формации, а также нарушения сплошностей сигнала через ложные и ошибочные несоответствия.
Компьютерная программа
Далее приводится упрощенная программа ФОРТРАН 77 для осуществления указанных вычислений.
Далее приводится упрощенная программа ФОРТРАН 77 для осуществления указанных вычислений.
Пусть имеется трасса "x" из 3-D сейсмического амплитудного объема и две соседних трассы "y" (в направлении инлайн) и "z" (в кросслайн направлении). В этом случае стандартная подпрограмма COH позволяет вычислить выходную трассу "rho", содержащую коэффициенты когерентности, с использованием алгоритма прогонки окна кросс-корреляции, где
"mins" и "maxs" представляют собой минимальные и максимальные показатели образца для всех четырех трасс;
"inwinl" является длиной окна в образцах;
"nlags" задает число задержек (относительных временных сдвигов), которые нужно сделать с каждой стороны "0" в кросс-корреляции; и
"sr" является интервалом образца (выборки) в мс.
"mins" и "maxs" представляют собой минимальные и максимальные показатели образца для всех четырех трасс;
"inwinl" является длиной окна в образцах;
"nlags" задает число задержек (относительных временных сдвигов), которые нужно сделать с каждой стороны "0" в кросс-корреляции; и
"sr" является интервалом образца (выборки) в мс.
При каждой выборке стандартная подпрограмма CROSS производит вычисление серии нормализованных коэффициентов кросс-корреляции, возвращая самые большие коэффициенты для каждого направления в "rho1" и "rho2". Временной сдвиг, при котором случаются максимальные коэффициенты, возвращается в "tshf1" и "tshf2"; эти времена не используются. Стандартная подпрограмма COH вызывается повторно, один раз для каждой трассы во входном сейсмическом амплитудном объеме, для получения объема 3-D данных или "куба когерентности", содержащего коэффициенты когерентности.
subroutine coh (x, y, z, rho, mins, maxs, iwinl, nlags, sr)
real x(mins:maxs), y(mins:maxs), x(mins:maxs)
real rho(mins:maxs)
ihwin = iwin1/2
doj = mins+ihwin, maxs-ihwin
k = j - ihwin
call cross (x(k), iwinl, y(k), iwinl, nlags, sr, rho1, tshf1)
call cross (x(k), iwinl, z(k), iwinl, nlags, sr, rho2, tshf2)
rho(J) = sqrt (rho1*rho2)
enddo
return
end
subroutine cross (x, nx, y, ny, lags, sr, peak, tshift)
real x(0:nx-1), y(0:ny-1), sr, peak, tshift
parameter (maxlags=128)
real g(-maxlags:+maxlags)
double precision xx,yy
nlags = max(0, min(lags, maxlags))
tshift = 0.0
peak = 0.0
xx = 0.0
yy = 0.0
ks = 0
do ix = 0, nx-1
xx = x(ix)**2+xx
enddo
if (xx.eq. 0.0) return
do iy = 0, ny-1
yy = y(iy)**2+yy
enddo
if(yy.eq.0-0)return
do is = -nlags, +nlags
g(is) = 0.0
do it = 0, nx-1
if (it-is.ge.0) then
if (it-is.le.ny-1)then
g(is) = g(is) + x(it)*y(it-is)
endif
endif
enddo
if (abs(peak).lt.abs(g(is))) then
peak = g(is)
ks = is
endif
enddo
tshift=ks*sr
Могут быть использованы, например, рабочие станции интерпретации результатов типа Landmark или GeoQuest, позволяющие интерпретировать ложные значения и стратиграфические характеристики путем загрузки куба нарушения сплошности в качестве сейсмического объема. Может быть использовано программное обеспечение визуализации (например, Landmark's SeisCube) для быстрого выполнения срезов через объем нарушения сплошности с целью установления комплексных ложных соотношений. Визуализация нарушения сплошности позволяет сократить время цикла интерпретации при ее использовании избирательно относительно подлежащих интерпретации сейсмических линий, что позволяет исследователю работать в зонах вблизи ложных и слабых данных. Кроме того, при этом могут быть просто идентифицированы и интерпретированы тонкие стратиграфические характеристики и комплексные ложные сигналы, которые трудно обнаружить при традиционной сейсмической визуализации. На фиг. 5 и 6 рядом произведено сравнение одной и той же сейсмической информации, которая выводится на индикацию и обрабатывается при помощи как известных ранее методов, так и в соответствии с настоящим изобретением. Ложные линии четко видны на фиг. 6.
real x(mins:maxs), y(mins:maxs), x(mins:maxs)
real rho(mins:maxs)
ihwin = iwin1/2
doj = mins+ihwin, maxs-ihwin
k = j - ihwin
call cross (x(k), iwinl, y(k), iwinl, nlags, sr, rho1, tshf1)
call cross (x(k), iwinl, z(k), iwinl, nlags, sr, rho2, tshf2)
rho(J) = sqrt (rho1*rho2)
enddo
return
end
subroutine cross (x, nx, y, ny, lags, sr, peak, tshift)
real x(0:nx-1), y(0:ny-1), sr, peak, tshift
parameter (maxlags=128)
real g(-maxlags:+maxlags)
double precision xx,yy
nlags = max(0, min(lags, maxlags))
tshift = 0.0
peak = 0.0
xx = 0.0
yy = 0.0
ks = 0
do ix = 0, nx-1
xx = x(ix)**2+xx
enddo
if (xx.eq. 0.0) return
do iy = 0, ny-1
yy = y(iy)**2+yy
enddo
if(yy.eq.0-0)return
do is = -nlags, +nlags
g(is) = 0.0
do it = 0, nx-1
if (it-is.ge.0) then
if (it-is.le.ny-1)then
g(is) = g(is) + x(it)*y(it-is)
endif
endif
enddo
if (abs(peak).lt.abs(g(is))) then
peak = g(is)
ks = is
endif
enddo
tshift=ks*sr
Могут быть использованы, например, рабочие станции интерпретации результатов типа Landmark или GeoQuest, позволяющие интерпретировать ложные значения и стратиграфические характеристики путем загрузки куба нарушения сплошности в качестве сейсмического объема. Может быть использовано программное обеспечение визуализации (например, Landmark's SeisCube) для быстрого выполнения срезов через объем нарушения сплошности с целью установления комплексных ложных соотношений. Визуализация нарушения сплошности позволяет сократить время цикла интерпретации при ее использовании избирательно относительно подлежащих интерпретации сейсмических линий, что позволяет исследователю работать в зонах вблизи ложных и слабых данных. Кроме того, при этом могут быть просто идентифицированы и интерпретированы тонкие стратиграфические характеристики и комплексные ложные сигналы, которые трудно обнаружить при традиционной сейсмической визуализации. На фиг. 5 и 6 рядом произведено сравнение одной и той же сейсмической информации, которая выводится на индикацию и обрабатывается при помощи как известных ранее методов, так и в соответствии с настоящим изобретением. Ложные линии четко видны на фиг. 6.
Карты когерентности были получены для множества 3-D разведок. При глубинах приемлемого качества данных, ориентировочно 90% ошибок (ложных сигналов) легко могут быть обнаружены. На картах когерентности были обнаружены ложные сигналы, которые плохо видны на сейсмических сечениях, но четко присутствуют на картах когерентности благодаря надежности предложенного способа и перспективе карт для ложных картин (картин распределения дефектов). Так как карты когерентности могут быть получены для не интерпретированных временных срезов, то настоящее изобретение предлагает средство для значительного ускорения составления карт структурных деталей и для выявления деталей с ложными соотношениями, которые в противном случае могли бы быть выявлены только в результате сложной утомительной работы.
Специфические примеры
2-D карты когерентности были разработаны вдоль захваченных горизонтов и позволили четко идентифицировать сланцевые диапиры в прибрежных водах Нигерии.
2-D карты когерентности были разработаны вдоль захваченных горизонтов и позволили четко идентифицировать сланцевые диапиры в прибрежных водах Нигерии.
В водах Мексиканского залива предложенная техника позволила быстро идентифицировать диапирические структуры.
На множестве временных срезов когерентности были обнаружены важные детали стратиграфических характеристик, такие как заброшенные речные каналы, грязевые потоки и подводные каньоны. На сейсмических сечениях такие характеристики иногда видны, однако в некоторых случаях не могут быть идентифицированы даже при тщательном анализе.
Предложенный способ является первым известным способом, позволяющим выявить ложные планы (плоскости нахождения дефектов) в 3-D объеме, в котором не были зарегистрированы ложные отражения. Следует отметить, что дефекты часто являются критичными для накопления нефти. Дефект может образовать уплотнение путем разрезания структурной или стратиграфической характеристики, таким образом, что нефть просачивается через дефект. С другой стороны, если плоскость дефекта содержит бут (каменную кладку), который не был зацементирован, то он может образовать трубопровод для жидкостей. Это может позволить углеводородам дрейфовать вверх через плоскость дефекта в определенное место, захватываться там или вытекать из такого места.
Таким образом, линии дефектов могут предсказывать картины потоков в резервуаре и указывать, например, пути сообщения от инжектора до продуктивной скважины. Кроме того, сейсмические нарушения сплошности могут являться необходимой связью для предсказания распределения скважин, установления непрерывности резервуара и создания картины потока по полю залежи.
Построение карт сейсмической когерентности 3-D является мощным и эффективным средством для получения как структурных, так и стратиграфических карт. Этот новый способ является особенно чувствительным к любой боковой вариации в характере импульсоида и поэтому особенно чувствителен при обнаружении обычных причин появления боковых вариаций в импульсоидах (например, ложного смещения или стратиграфических вариаций). Этот 3-D способ позволяет производить анализ временных срезов или горизонтов, основываясь на интервалах и измеряя максимум нормализованной кросс-корреляции в инлайн и кросслайн направлениях.
Дальнейший анализ
Куб нарушения сплошности позволяет четко выявить ложные планы как зоны высокого нарушения сплошности. Однако эти зоны не обязательно являются зонами низкого отношения сигнал/шум. Способ усиления этих ложных зон предусматривает применение так называемого "среднего планарного оператора". Дефекты в нижнем горизонте земли обычно выражаются сами по себе как плоскости или поверхности. В случае изогнутой поверхности дефекта ряд небольших плоскостей может быть использован для аппроксимации поверхности дефекта. В соответствии с этим аспектом настоящего изобретения, небольшой планарный оператор используется для усиления (то есть в качестве "фильтра") идентификации тонких стратиграфических характеристик. Прежде всего, выбирают небольшой участок сейсмических данных вокруг центрального значения.
Куб нарушения сплошности позволяет четко выявить ложные планы как зоны высокого нарушения сплошности. Однако эти зоны не обязательно являются зонами низкого отношения сигнал/шум. Способ усиления этих ложных зон предусматривает применение так называемого "среднего планарного оператора". Дефекты в нижнем горизонте земли обычно выражаются сами по себе как плоскости или поверхности. В случае изогнутой поверхности дефекта ряд небольших плоскостей может быть использован для аппроксимации поверхности дефекта. В соответствии с этим аспектом настоящего изобретения, небольшой планарный оператор используется для усиления (то есть в качестве "фильтра") идентификации тонких стратиграфических характеристик. Прежде всего, выбирают небольшой участок сейсмических данных вокруг центрального значения.
Этот участок может быть образован из множества ячеек, использованных для образования "куба когерентности". После этого математически вводят небольшую ложную плоскость в этот участок и вычисляют среднее значение точек в этой плоскости для наклона (падения) и азимута, которые лучше всего сопрягаются с зоной высокого нарушения сплошности. После этого указанное среднее значение присваивают центральному значению новой решетки. Вслед за этим сдвигают область данных (например, на один ряд) и процесс повторяют до тех пор, пока каждая точка в ранее определенном кубе нарушения сплошности не будет проанализирована как центральное значение. В качестве конечного результата получают совершенно новый куб нарушения сплошности с усиленными ложными плоскостями и с ослабленными стратиграфическими параметрами (то есть с не планарными параметрами), а также с ослабленными шумами. Указанные стратиграфические параметры могут быть выделены путем вычитания нового куба нарушения сплошности из старого куба нарушения сплошности, без применения плоскостного фильтра.
Несмотря на то, что был описан предпочтительный вариант осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят однако за рамки приведенной далее формулы изобретения. В частности, могут быть использованы другие алгоритмы для измерения аналогичности прилегающих зон сейсмических данных или для выработки "куба нарушения сплошности". Более того, могут быть применены любые эквивалентные вычисления вместо тех, которые показаны и описаны в заявке. Кроме того, определенные характеристики настоящего изобретения могут быть использованы независимо от других его характеристик.
Например, стратиграфические характеристики обычно идентифицированы на временных срезах, где падение низкое; и, следовательно, временное окно захватывало узкое стратиграфическое сечение. В зонах с высоким падением предложенный способ будет работать для захвата горизонтов. В связи с изложенным можно полагать, что при использовании способа в соответствии с настоящим изобретением в качестве инструмента для составления стратиграфических карт могут быть обнаружены новые уровни деталей, невидимые прежде, хотя это и может потребовать составления карты представляющего интерес горизонта.
В соответствии с другим примером, несмотря на то, что сами по себе карты срезов когерентности являются мощным средством картографирования, при их использовании в сочетании с амплитудными картами и картами падения (наклона) для разведки месторождений, удалось достичь высокой эффективности картографирования в районе Мексиканского залива и в аналогичных бассейнах с 3-D сейсмизмом. Можно полагать, что предложенный способ позволит ускорить составление детальных структурных и стратиграфических карт по сравнению с используемыми традиционными методами их составления. Рассмотрение на картах "разведочных" данных позволяет достичь существенного улучшения качества и количества интерпретации.
Следует иметь в виду, что могут быть произведены многочисленные изменения, модификации и вариации, которые соответствуют сущности изобретения и не выходят за его рамки, определенные формулой изобретения.
Claims (31)
1. Способ локализации подземных характеристик, дефектов и контуров, включающий в себя: а) получение трехмерных сейсмических данных, перекрывающих заранее определенный объем толщи земли, b) разделение указанного объема на решетку относительно малых трехмерных ячеек, отличающийся тем, что каждая трехмерная ячейка характеризуется наличием по меньшей мере трех разделенных в боковом направлении и главным образом вертикальных сейсмических трасс, локализованных в ней, и тем, что проводят с) измерение в каждой указанной ячейке подобия указанных по меньшей мере трех трасс относительно двух заранее определенных направлений и d) визуализацию указанного подобия трасс указанных ячеек для образования двухмерной карты подземных характеристик.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что операция (с) включает в себя следующие операции: (1) измерение поперек каждой из указанных ячеек кросс-корреляции между указанными трассами, лежащими в одной вертикальной плоскости, для получения значения инлайн, и измерение кросс-корреляции между указанными трассами, лежащими в другой вертикальной плоскости, для получения значения кросслайн, (2) комбинирование указанного значения инлайн с указанным значением кросслайн.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что операция (1) включает в себя операцию нормализации каждого значения инлайн и каждого значения кросслайн.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что указанная операция нормализации включает в себя операцию получения произведения энергии каждой пары трасс.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что получают автокорреляцию указанных трасс, лежащих в указанной одной вертикальной плоскости, и автокорреляцию указанных трасс, лежащих в указанной другой вертикальной плоскости, для нормализации указанных кросс-корреляций в направлении инлайн и в направлении кросслайн.
6. Способ по п. 2, отличающийся тем, что операция (1) включает в себя операции вычисления средней нулевой задержанной кросс-корреляции в указанном направлении инлайн и вычисления средней нулевой задержанной кросс-корреляции в указанном направлении кросслайн.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что операция (2) включает в себя операции идентификации наиболее положительного значения указанной средней нулевой задержанной кросс-корреляции в указанном направлении инлайн и идентификации наиболее положительного значения указанной средней нулевой задержанной кросс-корреляции в указанном направлении кросслайн.
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что операция (2) включает в себя операцию вычисления геометрически среднего между указанными двумя наиболее положительными значениями.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что в операции (с) указанные заранее определенные направления являются взаимно перпендикулярными, причем указанное подобие указанных ячеек измерено как функция кросс-корреляции между двумя трассами в первом направлении и как функция кросс-корреляции между двумя трассами в направлении, которое перпендикулярно указанному первому направлению.
10. Способ по п.9, отличающийся тем, что указанное подобие трехмерных сейсмических трасс указанных ячеек измерено как функция наибольшей кросс-корреляции в каждом из указанных двух направлений.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что указанное подобие трехмерных сейсмических трасс пропорционально геометрически среднему указанных двух наибольших кросс-корреляций.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что он включает в себя операцию визуализации подобий трехмерных сейсмических трасс последовательных вертикально разделенных горизонтальных решеток трехмерных ячеек для идентификации относительных пространственных и временных инвариантных характеристик.
13. Изделие, используемое при сейсмической разведке, при которой трехмерные сейсмические данные, содержащие отраженную сейсмическую энергию, регистрируются как функция времени для создания серии сейсмических трасс, и когда используется компьютер, адаптированный к обработке таких сейсмических трасс, отличающееся тем, что оно включает в себя среду, которая может быть считана компьютером и которая содержит команды для указанного компьютера для осуществления способа, содержащего следующие операции: а) определение трехмерных сейсмических данных для заранее заданного объема, b) сравнение подобия прилегающих районов указанных трехмерных сейсмических данных для указанного объема путем: 1) разделения указанного объема на по меньшей мере один горизонтальный срез и разделения указанного по меньшей мере одного среза на множество ячеек, которые подразделены на идущие в боковом направлении ряды и колонки, причем каждая из указанных ячеек имеет участки по меньшей мере трех сейсмических трасс, простирающихся через них, включающих в себя первую трассу и вторую трассу, которые лежат в одной плоскости, и третью трассу, которая вместе с указанной первой трассой лежит в другой плоскости, которая находится главным образом под прямым углом к указанной первой плоскости, 2) измерения поперек каждой указанной ячейки подобия указанных трасс, лежащих в указанной первой плоскости, для получения первого значения подобия, и измерения подобия указанных трасс, лежащих в указанной второй плоскости, для получения второго значения подобия, 3) комбинирования указанного первого значения подобия и указанного второго значения подобия в каждой ячейке для получения одного значения подобия, которое является репрезентативным подобием для указанных сейсмических трасс в указанной ячейке, и 4) запоминания указанного одного значения подобия каждой ячейки указанного по меньшей мере одного горизонтального среза в форме, позволяющей визуализировать указанные комбинированные значения подобия как сейсмическую атрибутивную карту.
14. Изделие по п.13, отличающееся тем, что указанная среда содержит команды для указанного компьютера для осуществления операции (2) путем определения кросс-корреляции между указанной первой трассой и указанной второй трассой, и путем определения кросс-корреляции между указанной первой трассой и указанной третьей трассой.
15. Изделие по п.14, отличающееся тем, что указанная среда содержит команды для компьютера для осуществления операции (2) путем определения средней нулевой задержанной кросс-корреляции между указанной первой трассой и указанной второй трассой, и путем определения средней нулевой задержанной кросс-корреляции между указанной первой трассой и указанной третьей трассой.
16. Изделие по п. 15, отличающееся тем, что указанная среда содержит команды для компьютера для осуществления операции (3) путем идентификации наиболее положительной из каждых из указанных средних нулевых задержанных кросс-корреляций.
17. Изделие по п. 16, отличающееся тем, что указанная среда содержит команды для компьютера для осуществления операции (3) путем дополнительного определения геометрически среднего указанных двух наиболее положительных средних нулевых задержанных кросс-корреляций.
18. Устройство для сейсмической разведки, которое включает в себя: а) среду с записью, которая может быть считана компьютером и которая содержит команды для обработки информации, отличающееся тем, что оно предусматривает проведение следующих операций: (1) обеспечение доступа к набору данных, который включает в себя сейсмические сигнальные трассы, распределенные по заданному трехмерному объему толщи земли, (2) разделение указанного трехмерного объема на множество распределенных вертикально и главным образом смещенных друг от друга горизонтальных срезов и разделение по меньшей мере одного из указанных срезов на множество ячеек, которые подразделены на идущие в боковом направлении ряды и колонки, причем каждая из указанных ячеек имеет участки по меньшей мере трех сейсмических трасс, локализованных в ней, при этом каждый из указанных участков указанных трасс проходит главным образом через указанные ячейки, причем первая трасса и вторая трасса в указанной ячейке лежат в первой плоскости, а третья трасса и указанная первая трасса лежат в другой плоскости, которая главным образом расположена под прямым углом, к указанной первой плоскости, (3) вычисление в каждой из указанных ячеек кросс-корреляции между указанными трассами, лежащими в указанной первой плоскости, для получения значения инлайн, и вычисление кросс-корреляции между указанными трассами, лежащими в указанной другой плоскости, для получения значения кросслайн, причем эти значения представляют собой оценку падения по времени (временного падения) в направлении инлайн и в направлении кросслайн, и (4) комбинирование указанных значений инлайн и кросслайн для получения значения подобия для каждой из указанных ячеек.
19. Устройство по п.18, отличающееся тем, что операция (3) дополнительно предусматривает операцию получения автокорреляции указанных трасс, лежащих в указанной первой плоскости, и операцию получения автокорреляции указанных трасс, лежащих в указанной другой плоскости, для нормализации указанных кросс-корреляций в указанном направлении инлайн и в указанном направлении кросслайн.
20. Устройство по п.18, отличающееся тем, что операция (4) дополнительно предусматривает операцию вычисления средней нулевой задержанной кросс-корреляции в указанном направлении инлайн и средней нулевой задержанной кросс-корреляции в указанном направлении кросслайн.
21. Устройство по п.20, отличающееся тем, что операция (4) дополнительно предусматривает операции идентификации наиболее положительного значения указанной средней нулевой задержанной кросс-корреляции в указанном направлении инлайн, и идентификации наиболее положительного значения указанной средней нулевой задержанной кросс-корреляции в указанном направлении кросслайн.
22. Устройство по п.21, отличающееся тем, что операция (4) дополнительно включает в себя операцию вычисления среднего между указанными двумя наиболее положительными значениями.
23. Устройство для сейсмической разведки, которое включает в себя: а) среду с предварительной записью, которая может быть считана компьютером и которая содержит команды для обработки информации, отличающееся тем, что оно предусматривает проведение следующих операций: (1) выборку из памяти трехмерных сейсмических данных, которые перекрывают заданный объем толщи земли, (2) цифровую сортировку указанных данных с получением решетки относительно малых трехмерных ячеек, причем каждая из указанных ячеек имеет по меньшей мере три смещенные в боковом направлении и главным образом вертикальные сейсмические трассы, локализованные в ней, (3) вычисление в каждой из указанных ячеек значения подобия, исходя из данных указанных по меньшей мере трех трасс, относительно двух заданных направлений, (4) запоминание указанных значений подобия указанных ячеек в компьютере для вывода на индикацию двухмерной карты подземных характеристик, представленных указанными значениями подобия.
24. Устройство по п.23, отличающееся тем, что в операции (2) указанные два заранее заданных направления являются взаимно перпендикулярными, причем каждое значение подобия вычислено как функция кросс-корреляции между двумя трассами, лежащими в одном из указанных взаимно перпендикулярных направлений, и как функция кросс-корреляции между двумя трассами, лежащими в другом из указанных взаимно перпендикулярных направлений.
25. Устройство по п.24, отличающееся тем, что указанное значение подобия вычислено как функция наиболее кросс-корреляции в указанном первом направлении и наибольшей кросс-корреляции в указанном другом направлении.
26. Устройство по п.25, отличающееся тем, что указанное значение подобия в операции (3) является функцией геометрически среднего указанных двух наибольших кросс-корреляций.
27. Сейсмическая карта, подготовленная за счет обеспечения доступа компьютера к комплекту данных, который включает в себя сейсмические сигнальные трассы, распределенные по заданному трехмерному объему толщи земли, при использовании способа обработки указанных данных, который отличается тем, что включает в себя следующие операции: (1) разделение указанного трехмерного объема на множество распределенных вертикально и главным образом смещенных друг от друга горизонтальных срезов и разделение по меньшей мере одного из указанных срезов на множество ячеек, которые подразделены на идущие в боковом направлении ряды и колонки, причем каждая из указанных ячеек имеет участки по меньшей мере трех сейсмических трасс, локализованных в ней, при этом каждый из указанных участков указанных трасс проходит главным образом через указанные ячейки, причем первая трасса и вторая трасса в указанной ячейке лежат в первой плоскости, а третья трасса и указанная первая трасса лежат в другой плоскости, которая главным образом расположена под углом к указанной первой плоскости, (2) вычисление в каждой из указанных ячеек кросс-корреляции между указанными трассами, лежащими в указанной первой плоскости, для получения значения инлайн, и вычисление кросс-корреляции между указанными трассами, лежащими в указанной другой плоскости, для получения значения кросслайн, причем эти значения представляют собой оценку падения по времени в направлении инлайн и в направлении кросслайн, (3) комбинирование указанных значений инлайн и кросслайн для получения одного значения подобия для каждой ячейки, и (4) вывод на печать указанных значений подобия с получением распечатки значений подобия указанных ячеек по меньшей мере для одного из указанных горизонтальных срезов.
28. Сейсмическая карта по п. 27, отличающаяся тем, что до проведения операции (4) указанные значения подобия заносят в память в цифровом виде.
29. Сейсмическая карта по п. 27, отличающаяся тем, что операция (2) предусматривает проведение следующих операций: вычисление нулевой средней задержанной кросс-корреляции в указанном направлении инлайн и вычисление нулевой средней задержанной кросс-корреляции в указанном направлении кросслайн.
30. Сейсмическая карта по п. 29, отличающаяся тем, что операция (3) предусматривает проведение следующих операций: идентификация наиболее положительного значения указанной нулевой средней задержанной кросс-корреляции в указанном направлении инлайн и идентификация наиболее положительного значения указанной нулевой средней задержанной кросс-корреляции в указанном направлении кросслайн.
31. Сейсмическая карта по п.30, отличающаяся тем, что операция (3) предусматривает проведение операции вычисления геометрического среднего указанных двух наиболее положительных значений.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/353,934 US5563949A (en) | 1994-12-12 | 1994-12-12 | Method of seismic signal processing and exploration |
US08/353,934 | 1994-12-12 | ||
PCT/US1995/013644 WO1996018915A1 (en) | 1994-12-12 | 1995-10-05 | Method of seismic signal processing and exploration |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU96115275A RU96115275A (ru) | 1998-10-27 |
RU2144683C1 true RU2144683C1 (ru) | 2000-01-20 |
Family
ID=23391212
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96115275/28A RU2144683C1 (ru) | 1994-12-12 | 1995-10-05 | Способ обработки сейсмического сигнала и разведки месторождений |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US5563949A (ru) |
EP (1) | EP0736185B1 (ru) |
CN (1) | CN1121619C (ru) |
AU (1) | AU696742B2 (ru) |
CA (1) | CA2179901C (ru) |
EG (1) | EG20609A (ru) |
MX (1) | MX9603026A (ru) |
NO (1) | NO311316B1 (ru) |
RU (1) | RU2144683C1 (ru) |
WO (1) | WO1996018915A1 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2490677C2 (ru) * | 2011-11-28 | 2013-08-20 | Александр Алексеевич Архипов | Способ комплексной обработки геофизических данных и технологическая система "литоскан" для его осуществления |
RU2516590C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-05-20 | Федеральное государственное учреждение науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН) | Способ построения непрерывных сейсмостратиграфических моделей разрезов/кубов |
RU2559123C2 (ru) * | 2013-08-14 | 2015-08-10 | Джемма Павловна Земцова | Способ оценки низкочастотной резонансной эмиссии геодинамического шума |
RU2566424C2 (ru) * | 2014-07-24 | 2015-10-27 | Александр Алексеевич Архипов | Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала |
RU2664503C1 (ru) * | 2017-12-20 | 2018-08-17 | Дмитрий Юрьевич Степанов | Способ формирования куба или разреза площадок, способ автоматического прослеживания горизонтов/годографов и способ автоматического выявления зон тектонических деформаций и зон трещиноватости |
RU2797487C1 (ru) * | 2022-12-30 | 2023-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Восток" (ООО "Газпромнефть-Восток") | Способ определения структурно-тектонического строения погребенного складчатого фундамента с использованием данных сейсморазведки |
Families Citing this family (113)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
USRE38229E1 (en) | 1994-12-12 | 2003-08-19 | Core Laboratories Global N.V. | Method and apparatus for seismic signal processing and exploration |
US5930730A (en) * | 1994-12-12 | 1999-07-27 | Amoco Corporation | Method and apparatus for seismic signal processing and exploration |
US5563949A (en) * | 1994-12-12 | 1996-10-08 | Amoco Corporation | Method of seismic signal processing and exploration |
GB9508525D0 (en) * | 1995-04-27 | 1995-06-14 | Geco As | Method of processing seismic data |
US5831935A (en) | 1996-03-05 | 1998-11-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for geophysical processing and interpretation using seismic trace difference for analysis and display |
WO1997039367A1 (en) * | 1996-04-12 | 1997-10-23 | Amoco Corporation | Method and apparatus for seismic signal processing and exploration |
US5884229A (en) * | 1996-06-10 | 1999-03-16 | Exxon Production Research Company | Method for measuring lateral continuity at a specified subsurface location from seismic data |
US5999885A (en) * | 1996-09-25 | 1999-12-07 | Geoquest | Method and apparatus for automatically identifying fault cuts in seismic data using a horizon time structure |
US6141622A (en) * | 1996-11-15 | 2000-10-31 | Union Oil Company Of California | Seismic semblance/discontinuity method |
US5835882A (en) * | 1997-01-31 | 1998-11-10 | Phillips Petroleum Company | Method for determining barriers to reservoir flow |
US5835883A (en) * | 1997-01-31 | 1998-11-10 | Phillips Petroleum Company | Method for determining distribution of reservoir permeability, porosity and pseudo relative permeability |
FR2765344B1 (fr) * | 1997-06-27 | 1999-07-30 | Elf Exploration Prod | Methode d'elaboration d'un bloc composite a partir de blocs d'enregistrements sismiques |
US5940778A (en) * | 1997-07-31 | 1999-08-17 | Bp Amoco Corporation | Method of seismic attribute generation and seismic exploration |
FR2772136B1 (fr) * | 1997-12-08 | 2000-01-07 | Elf Exploration Prod | Methode de detection d'une discontinuite geologique presente dans un milieu par utilisation du flux optique |
US5987388A (en) * | 1997-12-26 | 1999-11-16 | Atlantic Richfield Company | Automated extraction of fault surfaces from 3-D seismic prospecting data |
US5995907A (en) * | 1998-02-05 | 1999-11-30 | Geoquest | Seismic signal processing method and apparatus for generating time slice or horizon maps in response to seismic traces and quadrature traces to determine geologic features |
US6765570B1 (en) * | 1998-07-21 | 2004-07-20 | Magic Earth, Inc. | System and method for analyzing and imaging three-dimensional volume data sets using a three-dimensional sampling probe |
US6138075A (en) * | 1998-08-05 | 2000-10-24 | Landmark Graphics Corporation | Methods and apparatus for analyzing seismic data |
US6135960A (en) * | 1998-08-31 | 2000-10-24 | Holmberg; Linda Jean | High-resolution, three-dimensional whole body ultrasound imaging system |
US6018498A (en) * | 1998-09-02 | 2000-01-25 | Phillips Petroleum Company | Automated seismic fault detection and picking |
NO984070D0 (no) * | 1998-09-04 | 1998-09-04 | Norsk Hydro As | Metode for visualisering og analyse av volumdata |
US6055482A (en) * | 1998-10-09 | 2000-04-25 | Coherence Technology Company, Inc. | Method of seismic signal processing |
US6092025A (en) * | 1998-11-19 | 2000-07-18 | Phillips Petroleum Company | Hydrocarbon edge detection using seismic amplitude |
US6278949B1 (en) | 1998-11-25 | 2001-08-21 | M. Aftab Alam | Method for multi-attribute identification of structure and stratigraphy in a volume of seismic data |
DE19904347C2 (de) | 1999-02-03 | 2002-08-14 | Henning Trappe | Verfahren zur seismischen Datenverarbeitung |
US6151555A (en) * | 1999-03-09 | 2000-11-21 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic signal processing method and apparatus for generating a cube of variance values |
US6263284B1 (en) * | 1999-04-22 | 2001-07-17 | Bp Corporation North America Inc. | Selection of seismic modes through amplitude characteristics |
US6912491B1 (en) | 1999-05-25 | 2005-06-28 | Schlumberger Technology Corp. | Method and apparatus for mapping uncertainty and generating a map or a cube based on conditional simulation of random variables |
US6594585B1 (en) | 1999-06-17 | 2003-07-15 | Bp Corporation North America, Inc. | Method of frequency domain seismic attribute generation |
DE19933717C1 (de) * | 1999-07-19 | 2001-01-11 | Henning Trappe | Verfahren zur seismischen Datenverarbeitung |
US6490528B2 (en) | 2000-04-17 | 2002-12-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for imaging discontinuites in seismic data |
AU7149001A (en) | 2000-06-30 | 2002-01-14 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for imaging discontinuities in seismic data using dip-steering |
US6571177B1 (en) | 2000-09-18 | 2003-05-27 | Conoco Inc. | Color displays of multiple slices of 3-D seismic data |
US7006085B1 (en) * | 2000-10-30 | 2006-02-28 | Magic Earth, Inc. | System and method for analyzing and imaging three-dimensional volume data sets |
US6487502B1 (en) | 2000-12-01 | 2002-11-26 | Rdsp I, L.P. | System for estimating the locations of shaley subsurface formations |
WO2002050507A2 (en) * | 2000-12-18 | 2002-06-27 | Schlumberger Holdings Limited | Seismic signal processing method and apparatus for generating correlation spectral volumes to determine geologic features |
US6597994B2 (en) | 2000-12-22 | 2003-07-22 | Conoco Inc. | Seismic processing system and method to determine the edges of seismic data events |
AU2001234706B2 (en) * | 2001-01-31 | 2006-11-09 | Landmark Graphics Corporation | System and method for analyzing and imaging an enchanced three-dimensional volume data set using one or more attributes |
US6690820B2 (en) * | 2001-01-31 | 2004-02-10 | Magic Earth, Inc. | System and method for analyzing and imaging and enhanced three-dimensional volume data set using one or more attributes |
US6807488B2 (en) | 2001-03-30 | 2004-10-19 | Pgs Americas, Inc. | Method of identification of non-primary events in seismic data |
DE10142784C2 (de) * | 2001-08-31 | 2003-09-18 | Henning Trappe | Verfahren zur Anisotropiebestimmung geologischer Einheiten |
DE10142786C2 (de) * | 2001-08-31 | 2003-07-03 | Henning Trappe | Verfahren zur Ähnlichkeitsanalyse sowie Verwendung dafür |
DE10142785C2 (de) * | 2001-08-31 | 2003-07-03 | Henning Trappe | Verfahren zur Bestimmung lokaler Ähnlichkeit aus seismischen 3D-Meßdaten |
US6597992B2 (en) * | 2001-11-01 | 2003-07-22 | Soil And Topography Information, Llc | Soil and topography surveying |
FR2831962B1 (fr) | 2001-11-08 | 2004-06-25 | Geophysique Cie Gle | Procede de traitement sismique, notamment pour la compensation de birefringence sur des traces sismiques |
US20030120938A1 (en) * | 2001-11-27 | 2003-06-26 | Miki Mullor | Method of securing software against reverse engineering |
US7248259B2 (en) * | 2001-12-12 | 2007-07-24 | Technoguide As | Three dimensional geological model construction |
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 |
WO2004029715A1 (en) * | 2002-09-26 | 2004-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for performing stratigraphically-based seed detection in a3-d seismic data volume |
EP1570423A2 (en) * | 2002-10-18 | 2005-09-07 | ExxonMobil Upstream Research Company | A method for rapid fault interpretation of fault surfaces generated to fit three-dimensional seismic discontinuity data |
US6745129B1 (en) | 2002-10-29 | 2004-06-01 | The University Of Tulsa | Wavelet-based analysis of singularities in seismic data |
US20060122780A1 (en) * | 2002-11-09 | 2006-06-08 | Geoenergy, Inc | Method and apparatus for seismic feature extraction |
US7280952B2 (en) * | 2003-01-28 | 2007-10-09 | Conocophillips Company | Well planning using seismic coherence |
US6950751B2 (en) * | 2003-03-31 | 2005-09-27 | Conocophillps Company | Method and apparatus for the assimilation and visualization of information from 3D data volumes |
US6961673B2 (en) * | 2003-06-27 | 2005-11-01 | Landmark Graphics Corporation | Measuring discontinuity in seismic data |
US7298376B2 (en) * | 2003-07-28 | 2007-11-20 | Landmark Graphics Corporation | System and method for real-time co-rendering of multiple attributes |
US7092824B2 (en) * | 2003-10-20 | 2006-08-15 | Ascend Geo Llp | Methods and systems for interactive investigation of geophysical data |
US8234923B2 (en) * | 2004-09-20 | 2012-08-07 | Innervision Medical Technologies Inc. | Systems and methods for ultrasound imaging |
US7554883B2 (en) * | 2004-10-11 | 2009-06-30 | Landmark Graphics Corporation | Fault filter for seismic discontinuity data |
US7283911B2 (en) * | 2004-10-22 | 2007-10-16 | Landmark Graphics Corporation | System and method for interpreting reverse faults and multiple z-valued seismic horizons |
US7914451B2 (en) * | 2005-09-15 | 2011-03-29 | Innervision Medical Technologies Inc. | Determining attributes using ultrasound |
US8105239B2 (en) | 2006-02-06 | 2012-01-31 | Maui Imaging, Inc. | Method and apparatus to visualize the coronary arteries using ultrasound |
CA2659020C (en) * | 2006-06-21 | 2018-08-07 | Terraspark Geosciences, L.P. | Extraction of depositional systems |
DE112007002063T5 (de) | 2006-09-01 | 2009-07-09 | Landmark Graphics Corp., Houston | Systeme und Verfahren zur Bildverarbeitung von Wellenformvolumen |
US7627429B2 (en) * | 2006-09-15 | 2009-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Method for producing underground deposits of hydrocarbon from an earth formation using fault interpretation including spline fault tracking |
WO2008051639A2 (en) | 2006-10-25 | 2008-05-02 | Maui Imaging, Inc. | Method and apparatus to produce ultrasonic images using multiple apertures |
WO2008086196A1 (en) * | 2007-01-05 | 2008-07-17 | Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company | Systems and methods for selectively imaging objects in a display of multiple three-dimensional data-objects |
CN102160087B (zh) * | 2007-01-05 | 2013-09-18 | 兰德马克绘图国际公司,哈里伯顿公司 | 用于实时可视化多卷数据集的方法及系统 |
WO2008111037A2 (en) * | 2007-03-12 | 2008-09-18 | Geomage 2003 Ltd | A method for identifying and analyzing faults/fractures using reflected and diffracted waves |
US8185316B2 (en) * | 2007-05-25 | 2012-05-22 | Prime Geoscience Corporation | Time-space varying spectra for seismic processing |
US8538702B2 (en) * | 2007-07-16 | 2013-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Geologic features from curvelet based seismic attributes |
US9171391B2 (en) | 2007-07-27 | 2015-10-27 | Landmark Graphics Corporation | Systems and methods for imaging a volume-of-interest |
US7630865B2 (en) * | 2007-09-11 | 2009-12-08 | Geomage (2003) Ltd | Complex analysis of kinematics for non-hyperbolic moveout corrections |
US9339256B2 (en) | 2007-10-01 | 2016-05-17 | Maui Imaging, Inc. | Determining material stiffness using multiple aperture ultrasound |
US9282945B2 (en) * | 2009-04-14 | 2016-03-15 | Maui Imaging, Inc. | Calibration of ultrasound probes |
US9788813B2 (en) | 2010-10-13 | 2017-10-17 | Maui Imaging, Inc. | Multiple aperture probe internal apparatus and cable assemblies |
RU2549213C2 (ru) * | 2007-11-14 | 2015-04-20 | ТЕРРАСПАРК ДЖИОСАЙЕНСИЗ, ЭлЭлСи | Обработка сейсмических данных |
US7702463B2 (en) | 2007-12-12 | 2010-04-20 | Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company | Systems and methods for enhancing a seismic data image |
US8209126B2 (en) * | 2008-04-01 | 2012-06-26 | Geo{umlaut over (m)}age (2003) Ltd. | Wavefront-defined Radon transform |
AU2009234284A1 (en) * | 2008-04-11 | 2009-10-15 | Terraspark Geosciences, Llc | Visulation of geologic features using data representations thereof |
CN101599183B (zh) * | 2008-06-06 | 2015-09-16 | 吴立新 | 一种实现地球空间三维网格剖分的方法 |
EP2281278B1 (en) * | 2008-06-06 | 2019-08-14 | Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company | Systems and methods for imaging a three-dimensional volume of geometrically irregular grid data representing a grid volume |
US8340912B2 (en) * | 2009-02-17 | 2012-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic attributes for structural analysis |
US8364442B2 (en) | 2009-02-17 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Automated structural interpretation |
EP2419022B1 (en) | 2009-04-14 | 2019-11-06 | Maui Imaging, Inc. | Multiple aperture ultrasound array alignment fixture |
CA2776930C (en) * | 2009-11-05 | 2021-04-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for creating a hierarchically layered earth model |
WO2011103303A2 (en) | 2010-02-18 | 2011-08-25 | Maui Imaging, Inc. | Point source transmission and speed-of-sound correction using mult-aperture ultrasound imaging |
US20130151161A1 (en) * | 2010-08-27 | 2013-06-13 | Matthias G. Imhof | Seismic Horizon Skeletonization |
US8798974B1 (en) | 2010-09-15 | 2014-08-05 | Alan Gordon Nunns | Method and system for interactive geological interpretation, modeling and restoration |
KR101906838B1 (ko) | 2010-10-13 | 2018-10-11 | 마우이 이미징, 인코포레이티드 | 오목한 초음파 트랜스듀서들 및 3d 어레이들 |
AU2012205525A1 (en) * | 2011-01-12 | 2013-08-01 | Bp Corporation North America Inc. | Shot scheduling limits for seismic acquisition with simultaneous source shooting |
WO2012178099A2 (en) * | 2011-06-24 | 2012-12-27 | Ion Geophysical Corporation | Method and apparatus for seismic noise reduction |
KR20140098843A (ko) | 2011-12-01 | 2014-08-08 | 마우이 이미징, 인코포레이티드 | 핑-기반 및 다수 개구부 도플러 초음파를 이용한 모션 검출 |
EP2797515A4 (en) | 2011-12-29 | 2015-07-22 | Maui Imaging Inc | M-MODE ULTRASOUND IMAGING ANY PATHS |
US8713541B2 (en) * | 2011-12-29 | 2014-04-29 | Sap Ag | Model matching for trace link generation |
WO2013148673A1 (en) | 2012-03-26 | 2013-10-03 | Maui Imaging, Inc. | Systems and methods for improving ultrasound image quality by applying weighting factors |
US9971053B2 (en) * | 2012-04-03 | 2018-05-15 | Westerngeco L.L.C. | Using crossline measurement data for an action relating to survey of a target structure |
AU2013101719A4 (en) * | 2012-04-04 | 2015-03-19 | Bp Corporation North America Inc. | Systems and methods for optimal stacking of seismic data |
KR102176193B1 (ko) | 2012-08-10 | 2020-11-09 | 마우이 이미징, 인코포레이티드 | 다중 어퍼처 초음파 프로브들의 교정 |
KR102176319B1 (ko) | 2012-08-21 | 2020-11-09 | 마우이 이미징, 인코포레이티드 | 초음파 이미징 시스템 메모리 아키텍처 |
US9523781B2 (en) | 2012-12-27 | 2016-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | Normalization seismic attribute |
US9510806B2 (en) | 2013-03-13 | 2016-12-06 | Maui Imaging, Inc. | Alignment of ultrasound transducer arrays and multiple aperture probe assembly |
US9883848B2 (en) | 2013-09-13 | 2018-02-06 | Maui Imaging, Inc. | Ultrasound imaging using apparent point-source transmit transducer |
CN104181587B (zh) * | 2014-08-06 | 2017-03-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种地震数据振幅谱的相干值获取方法及系统 |
EP3182900B1 (en) | 2014-08-18 | 2019-09-25 | Maui Imaging, Inc. | Network-based ultrasound imaging system |
WO2016071728A1 (en) * | 2014-11-03 | 2016-05-12 | Cgg Services Sa | Systems and methods for vortex calculation as attribute for geologic discontinuities |
CN104375179B (zh) * | 2014-11-05 | 2017-02-15 | 中国石油天然气集团公司 | 基于trap‑3d软件寻找油气藏的方法 |
CA2912626C (en) | 2014-11-05 | 2018-02-13 | China National Petroleum Corporation | 3d trap evaluation method of searching for oil-gas reservoir |
US10295683B2 (en) * | 2016-01-05 | 2019-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Amplitude inversion on partitioned depth image gathers using point spread functions |
US10856846B2 (en) | 2016-01-27 | 2020-12-08 | Maui Imaging, Inc. | Ultrasound imaging with sparse array probes |
US11609355B2 (en) | 2018-10-02 | 2023-03-21 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for generating an earth model |
CN113267827B (zh) * | 2020-02-14 | 2024-02-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用石油地震及钻孔资料的地震预测方法与装置 |
CN112068201B (zh) * | 2020-09-29 | 2021-10-01 | 中国地质大学(北京) | 一种古隆起边缘不整合三角带的勘探方法 |
Family Cites Families (70)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4298968A (en) * | 1965-12-27 | 1981-11-03 | Mobil Oil Corporation | Digital reflection searching and section plotting |
US3787855A (en) * | 1966-12-30 | 1974-01-22 | Texas Instruments Inc | Coherent digital radar target signal enhancement |
US3622967A (en) * | 1968-11-07 | 1971-11-23 | Mobil Oil Corp | Optimum stack |
US3614623A (en) * | 1969-04-21 | 1971-10-19 | North American Rockwell | Adaptive system for correction of distortion of signals in transmission of digital data |
US3599175A (en) * | 1969-09-12 | 1971-08-10 | Petty Geophysical Eng Co | System and methods of processing seismic data and the like |
US3638178A (en) * | 1969-12-01 | 1972-01-25 | Chevron Res | Method for processing three-dimensional seismic data to select and plot said data on a two-dimensional display surface |
US3714621A (en) * | 1970-12-30 | 1973-01-30 | Continental Oil Co | Method and apparatus for seismic gain control through seismic signal coherence |
US3961306A (en) * | 1971-10-28 | 1976-06-01 | Seiscom Delta Inc. | Method of forming color graphic displays from input data |
GB1452091A (en) * | 1973-02-14 | 1976-10-06 | Seiscom Ltd | Three-dimensional seismic display |
US4223399A (en) * | 1978-07-12 | 1980-09-16 | Union Oil Company Of California | Seismic exploration method |
US4279026A (en) * | 1978-08-31 | 1981-07-14 | Cities Service Company | Seismographic data color display |
US4393488A (en) * | 1978-10-08 | 1983-07-12 | Chevron Research Company | Exploration system and method of determining elastic parameters and subsurface shape of an earth formation so as to indicate likelihood of the formation being an ore, marker rock, economic mineral or the like |
FR2471611A1 (fr) * | 1979-12-17 | 1981-06-19 | Geophysique Cie Gle | Procede et appareil de geophysique sismique avec traitement par foyers |
US4403312A (en) * | 1980-12-30 | 1983-09-06 | Mobil Oil Corporation | Three-dimensional seismic data gathering method |
US4467461A (en) * | 1981-01-05 | 1984-08-21 | Conoco Inc. | Interactive color analysis of geophysical data |
US4503527A (en) * | 1981-03-30 | 1985-03-05 | Mobil Oil Corporation | Method for enhancement of the signal-to-noise ratio in seismic reflection signals |
US4799201A (en) * | 1983-12-16 | 1989-01-17 | Hydroacoustics, Inc. | Methods and apparatus for reducing correlation sidelobe interference in seismic profiling systems |
US4866659A (en) * | 1984-04-06 | 1989-09-12 | Pennzoil Company | Method for selection of mining and drilling sites using synthesized three dimensional seismic data |
US4736347A (en) * | 1984-05-18 | 1988-04-05 | Bernard Goldberg | Multiple stacking and spatial mapping of seismic data |
US4779237A (en) * | 1984-08-27 | 1988-10-18 | Amoco Corporation | Method of geophysical exploration including processing and displaying seismic data to obtain a measure of subterranean formation rock properties |
US4661935A (en) * | 1984-09-17 | 1987-04-28 | Phillips Petroleum Company | Seismic data processing |
NO854447L (no) * | 1984-11-08 | 1986-05-09 | Texas Instruments Inc | Fremgangsmaate og innretning for automatisk frembringelse av representasjoner av tredimensjonale horisonter ut fra behandlede, seismiske data. |
US4633400A (en) * | 1984-12-21 | 1986-12-30 | Conoco Inc. | Method for waveform feature extraction from seismic signals |
US4695984A (en) * | 1984-12-24 | 1987-09-22 | Exxon Production Research Company | Method for establishing a surface consistent correction for the effects of the low velocity layer in seismic data processing |
US4683556A (en) * | 1985-02-27 | 1987-07-28 | Mobil Oil Corporation | Method for identifying arrival times of waveforms on acoustic borehole well logs |
US4729101A (en) * | 1985-05-09 | 1988-03-01 | Standard Oil Company | Method for identifying and separating the effects of elastic and anelastic formation properties in seismic data |
US4745550A (en) * | 1985-08-16 | 1988-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Processing of oriented patterns |
US4713775A (en) * | 1985-08-21 | 1987-12-15 | Teknowledge, Incorporated | Intelligent assistant for using and operating computer system capabilities to solve problems |
US4800539A (en) * | 1985-12-16 | 1989-01-24 | Conoco Inc. | Method and apparatus for seismic dip filtering |
US4951264A (en) * | 1986-05-16 | 1990-08-21 | University Of Miami | Method of measuring the shear modulus profile of a seabed |
US4916615A (en) * | 1986-07-14 | 1990-04-10 | Conoco Inc. | Method for stratigraphic correlation and reflection character analysis of setsmic signals |
JP2538268B2 (ja) * | 1986-08-01 | 1996-09-25 | コニカ株式会社 | 処理安定性に優れたハロゲン化銀写真感光材料 |
US4839869A (en) * | 1986-10-06 | 1989-06-13 | Shell Oil Company | Methods for processing converted wave seismic data |
US4964087A (en) * | 1986-12-08 | 1990-10-16 | Western Atlas International | Seismic processing and imaging with a drill-bit source |
USH374H (en) * | 1987-02-09 | 1987-11-03 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Optimum multiple target detection and resolution |
FR2614997B1 (fr) * | 1987-05-07 | 1989-09-01 | Inst Francais Du Petrole | Methode de prospection sismique permettant une connaissance amelioree des discontinuites geologiques du sous-sol |
US4809240A (en) * | 1987-06-24 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Method for interpreting seismic data |
US4849887A (en) * | 1987-08-28 | 1989-07-18 | Amoco Corporation | Horizon velocity analysis |
US4843599A (en) * | 1987-09-28 | 1989-06-27 | Amoco Corporation | Method for continuous color mapping of seismic data |
US4813026A (en) * | 1987-11-27 | 1989-03-14 | Mobil Oil Corporation | Method for logarithmic analysis of seismic reflection signals |
US4884248A (en) * | 1988-01-25 | 1989-11-28 | Mobil Oil Corporation | Method of restoring seismic data |
CA1334214C (en) * | 1988-02-26 | 1995-01-31 | James C. Schatzman | Full wave form restoration of optically digitized seismic traces |
US4829487A (en) * | 1988-05-06 | 1989-05-09 | Mobil Oil Corporation | Method for restoring seismic data using cross-correlation |
US4894807A (en) * | 1988-06-16 | 1990-01-16 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous vertical-seismic profiling and surface seismic acquisition method |
US5191526A (en) * | 1988-07-18 | 1993-03-02 | Mobil Oil Corporation | Method for removing coherent noise from seismic data |
US4878204A (en) * | 1988-10-28 | 1989-10-31 | Geophysical Service, Inc. | Method for true-amplitude dip moveout correction |
US4970699A (en) * | 1989-02-13 | 1990-11-13 | Amoco Corporation | Method for color mapping geophysical data |
US5008861A (en) * | 1989-03-06 | 1991-04-16 | Amoco Corporation | Geophysical exploration by automatically picking and associating stacked seismic sections with regional coherency peaks of velocity spectra |
US4984220A (en) * | 1989-03-06 | 1991-01-08 | Amoco Corporation | Geophysical exploration using velocity spectra regional coherency peaks |
US5047991A (en) * | 1989-04-28 | 1991-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Lithology identification using sonic data |
US4951266A (en) * | 1989-04-28 | 1990-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method of filtering sonic well logging data |
US5031155A (en) * | 1989-04-28 | 1991-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Compression and reconstruction of sonic data |
US5105356A (en) * | 1989-07-14 | 1992-04-14 | Mobil Oil Corporation | Method for curve correlation |
US4964088A (en) * | 1989-10-31 | 1990-10-16 | Conoco Inc. | Method for tomographically laterally varying seismic data velocity estimation |
JPH03179281A (ja) * | 1989-12-07 | 1991-08-05 | Jeol Ltd | 信号のスペクトル解析方法及び解析結果の表示方法 |
US5079703A (en) * | 1990-02-20 | 1992-01-07 | Atlantic Richfield Company | 3-dimensional migration of irregular grids of 2-dimensional seismic data |
US5056066A (en) * | 1990-06-25 | 1991-10-08 | Landmark Graphics Corporation | Method for attribute tracking in seismic data |
US5051960A (en) * | 1990-07-16 | 1991-09-24 | Mobil Oil Corporation | Method of removing records of multiple reflection events from seismic data |
US5130951A (en) * | 1990-08-08 | 1992-07-14 | Atlantic Richfield Company | Method for reducing noise effects in acoustic signals transmitted along a pipe structure |
US5181171A (en) * | 1990-09-20 | 1993-01-19 | Atlantic Richfield Company | Adaptive network for automated first break picking of seismic refraction events and method of operating the same |
US5265192A (en) * | 1990-09-20 | 1993-11-23 | Atlantic Richfield Company | Method for the automated editing of seismic traces using an adaptive network |
US5245587A (en) * | 1990-12-14 | 1993-09-14 | Hutson William H | Multi-dimensional signal processing and display |
US5136553A (en) * | 1990-12-19 | 1992-08-04 | Amoco Corporation | Method of geophysical exploration |
US5309360A (en) * | 1991-05-23 | 1994-05-03 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method for attenuating undesirable data, such as multiples, using constrained cross-equalization |
US5153858A (en) * | 1991-07-09 | 1992-10-06 | Landmark Graphics Corporation | Method for finding horizons in 3D seismic data |
US5132938A (en) * | 1991-07-31 | 1992-07-21 | Shell Oil Company | Adjusting seismic data to tie to other data |
JP3043873B2 (ja) * | 1991-11-29 | 2000-05-22 | フクダ電子株式会社 | 超音波開口面合成装置 |
US5226019A (en) * | 1992-01-10 | 1993-07-06 | Amoco Corporation | Method of geophysical exploration |
US5189643A (en) * | 1992-03-05 | 1993-02-23 | Conoco Inc. | Method of accurate fault location using common reflection point gathers |
US5563949A (en) * | 1994-12-12 | 1996-10-08 | Amoco Corporation | Method of seismic signal processing and exploration |
-
1994
- 1994-12-12 US US08/353,934 patent/US5563949A/en not_active Expired - Lifetime
-
1995
- 1995-10-05 AU AU41333/96A patent/AU696742B2/en not_active Ceased
- 1995-10-05 CN CN95191202A patent/CN1121619C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1995-10-05 CA CA002179901A patent/CA2179901C/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-10-05 EP EP95939565A patent/EP0736185B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-10-05 RU RU96115275/28A patent/RU2144683C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1995-10-05 WO PCT/US1995/013644 patent/WO1996018915A1/en active IP Right Grant
- 1995-10-05 MX MX9603026A patent/MX9603026A/es not_active IP Right Cessation
- 1995-10-18 EG EG86995A patent/EG20609A/xx active
-
1996
- 1996-06-27 NO NO19962731A patent/NO311316B1/no not_active IP Right Cessation
- 1996-10-01 US US08/716,612 patent/US5838564A/en not_active Expired - Lifetime
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2490677C2 (ru) * | 2011-11-28 | 2013-08-20 | Александр Алексеевич Архипов | Способ комплексной обработки геофизических данных и технологическая система "литоскан" для его осуществления |
RU2516590C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-05-20 | Федеральное государственное учреждение науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения Российской академии наук (ИНГГ СО РАН) | Способ построения непрерывных сейсмостратиграфических моделей разрезов/кубов |
RU2559123C2 (ru) * | 2013-08-14 | 2015-08-10 | Джемма Павловна Земцова | Способ оценки низкочастотной резонансной эмиссии геодинамического шума |
RU2566424C2 (ru) * | 2014-07-24 | 2015-10-27 | Александр Алексеевич Архипов | Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала |
RU2664503C1 (ru) * | 2017-12-20 | 2018-08-17 | Дмитрий Юрьевич Степанов | Способ формирования куба или разреза площадок, способ автоматического прослеживания горизонтов/годографов и способ автоматического выявления зон тектонических деформаций и зон трещиноватости |
RU2797487C1 (ru) * | 2022-12-30 | 2023-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть-Восток" (ООО "Газпромнефть-Восток") | Способ определения структурно-тектонического строения погребенного складчатого фундамента с использованием данных сейсморазведки |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO1996018915A1 (en) | 1996-06-20 |
US5838564A (en) | 1998-11-17 |
CN1121619C (zh) | 2003-09-17 |
CN1138902A (zh) | 1996-12-25 |
AU4133396A (en) | 1996-07-03 |
CA2179901A1 (en) | 1996-06-20 |
NO962731D0 (no) | 1996-06-27 |
EG20609A (en) | 1999-09-30 |
NO962731L (no) | 1996-10-11 |
EP0736185B1 (en) | 1997-07-09 |
EP0736185A1 (en) | 1996-10-09 |
MX9603026A (es) | 1997-06-28 |
US5563949A (en) | 1996-10-08 |
AU696742B2 (en) | 1998-09-17 |
NO311316B1 (no) | 2001-11-12 |
CA2179901C (en) | 1998-08-18 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2144683C1 (ru) | Способ обработки сейсмического сигнала и разведки месторождений | |
US6092026A (en) | Seismic signal processing and exploration | |
RU2169931C2 (ru) | Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых | |
MXPA96003026A (es) | Metodo de exploracion y procesamiento de señales sismicas | |
EP2846175B1 (en) | Seismic survey analysis | |
US6374201B1 (en) | Method for 3D modelling of the impedance of a heterogeneous medium | |
US5724309A (en) | Method for geophysical processing and interpretation using instantaneous phase and its derivatives and their derivatives | |
US9645268B2 (en) | Seismic orthogonal decomposition attribute | |
US5586082A (en) | Method for identifying subsurface fluid migration and drainage pathways in and among oil and gas reservoirs using 3-D and 4-D seismic imaging | |
CA2940406C (en) | Characterizing a physical structure using a multidimensional noise model to attenuate noise data | |
EP0481585A2 (en) | Seismic surveying | |
US8233351B2 (en) | Analyzing borehole seismic data to locate subsurface diffractors | |
US20130223187A1 (en) | Geological Structure Contour Modeling and Imaging | |
WO1999064896A1 (en) | Seismic data interpretation method | |
US11112515B2 (en) | Seismic velocity derived hydrocarbon indication | |
RU2187130C2 (ru) | Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых | |
Nanda | Evaluation of High-Resolution 3D and 4D Seismic Data | |
Carrillat et al. | From 3d seismic facies to reservoir simulation: an example from the Grane field | |
Schroeder et al. | Qualitative seismic interpretation | |
Gadallah et al. | Seismic Interpretation | |
EA042380B1 (ru) | Обнаружение признаков углеводородов по сейсмическим скоростям |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20041129 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101006 |