RU2169931C2 - Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых - Google Patents

Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых Download PDF

Info

Publication number
RU2169931C2
RU2169931C2 RU97119642/28A RU97119642A RU2169931C2 RU 2169931 C2 RU2169931 C2 RU 2169931C2 RU 97119642/28 A RU97119642/28 A RU 97119642/28A RU 97119642 A RU97119642 A RU 97119642A RU 2169931 C2 RU2169931 C2 RU 2169931C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
seismic
specified
covariance matrix
data
eigenvalues
Prior art date
Application number
RU97119642/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU97119642A (ru
Inventor
Адам Герченкорн
Original Assignee
Амоко Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Амоко Корпорейшн filed Critical Амоко Корпорейшн
Publication of RU97119642A publication Critical patent/RU97119642A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2169931C2 publication Critical patent/RU2169931C2/ru

Links

Images

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/32Transforming one recording into another or one representation into another
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/40Transforming data representation
    • G01V2210/48Other transforms

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Сущность изобретения: получают комплект данных трасс сейсмических сигналов, распределенных в заданном трехмерном объеме толщи земли. Разбивают трехмерный объем на множество ячеек анализа, каждая из которых имеет участки по меньшей мере двух сейсмических трасс, локализованых в ней. Вычисляют внутри каждой из ячеек векторные произведения сейсмических трасс. Образовывают матрицы ковариации для каждой из указанных ячеек из векторных произведений. Вычисляют наибольшее собственное значение и сумму собственных значений матрицы ковариации каждой ячейки. Вычисляют сейсмические признаки из отношения наибольшего собственного значения к сумме собственных значений матрицы ковариации каждой ячейки. Образуют характеристическую карту сейсмических признаков выбранной группы ячеек. Технический результат: повышение разрешающей способности и скорости проведения вычислений. 13 с. и 47 з.п. ф-лы, 13 ил.

Description

Изобретение в общем имеет отношение к сейсмической разведке полезных ископаемых, а более конкретно касается создания способов и устройств для разведки и добычи нефти и газа при помощи идентификации структурных и стратиграфических характеристик в трех измерениях (трехмерных характеристик).
При проведении сейсмической разведки полезных ископаемых сейсмические данные получают вдоль линий, которые образованы решетками геофонов на прибрежных участках до прибойной зоны и гидрофонными стримерами, которые пересекают морской участок. Геофоны и гидрофоны работают как датчики при получении энергии, которая ранее была направлена в почву (толщу земли) и отразилась на поверхность от границ раздела породы нижнего горизонта. Энергия на прибрежных участках обычно вырабатывается транспортными средствами Vibroseis", которые передают импульсы путем возбуждения колебаний грунта на поверхности с заданными интервалами и частотами. На морских участках для этой цели часто используют пневмопушки. Слабые изменения энергии, которые получают при ее возврате на поверхность, зачастую отражают вариации в стратиграфическом, структурном и жидкостном содержании резервуаров.
При осуществлении трехмерной (3-D) сейсмической разведки используется аналогичный принцип, однако линии и решетки располагаются более тесно, чтобы обеспечивать более детальное перекрытие нижнего горизонта. При таком перекрытии с высокой плотностью возникает необходимость регистрировать, запоминать и обрабатывать чрезвычайно большие объемы информации, прежде чем удается получить окончательные результаты интерпретации. Для обработки информации требуются значительные компьютерные ресурсы и сложное программное обеспечение, позволяющее усилить сигнал, принятый от нижнего горизонта, и подавить шумы, которые маскируют этот сигнал.
После проведения обработки данных геофизический персонал комплектует и интерпретирует 3-D сейсмическую информацию в форме 3-D куба данных (см. фиг. 1), который эффективно отображает характеристики нижнего горизонта. При использовании куба данных информация может быть отображена в различной форме. Могут быть построены горизонтальные карты временных срезов на выбранных глубинах (см. фиг. 2). При использовании компьютерной рабочей станции интерпретатор может также осуществлять срезы через искомое поле и изучать выходы резервуаров на различных сейсмических горизонтах. Могут быть также сделаны вертикальные срезы или поперечные сечения в любом направлении с использованием сейсмических данных или данных, полученных в скважине. Временные карты горизонта могут быть преобразованы по глубине для получения структурной интерпретации на специфическом уровне.
Сейсмические данные традиционно получают и обрабатывают с целью получения изображения сейсмических рефлекторов. Однако изменения в стратиграфии часто трудно обнаруживать с использованием традиционных сейсмических изображений в результате ограниченного объема информации, который дают стратиграфические характеристики в поперечном сечении. Хотя такие сечения и дают возможность наблюдения гораздо большего участка этих характеристик, достаточно трудно идентифицировать поверхности сброса (разлома) в 3-D объеме, когда не зарегистрированы отражения от разломов.
Когерентность (связность) или сходство (критерий для оценки многоканальной когерентности) являются мерой подобия или расхождения сейсмических трасс. Чем больше когерентность между двумя сейсмическими трассами, тем больше они похожи. Если присвоить когерентности значения в диапазоне от 0 до 1, то "0" означает полное отсутствие когерентности, а "1" означает полное подобие (то есть две трассы идентичны). Когерентность для нескольких трасс может быть определена аналогичным образом.
Один из способов вычисления когерентности раскрыт в заявке на патент США N 08/353,934 на имя Багорича и Фармера (заявитель - корпорация Амоко), поданной 12 декабря 1994 г. Способ вычисления сходства раскрыт в заявке на патент США N 60/005,032 на имя Марфарта (Marfurt) и др. (заявитель - корпорация Амоко), поданной 6 октября 1995 г. Изобретение Марфарта и др. предусматривает использование поиска грубой силы по возможным глубинам и азимутам.
Несмотря на то, что оба способа доказали свою полезность, они имеют некоторые ограничения. Кроме того, всегда желательно иметь повышенную разрешающую способность и высокую скорость проведения вычислений.
В соответствии с настоящим изобретением раскрыт многотрассовый процесс собственного разбиения, который является более устойчивым и который имеет более высокую разрешающую способность, чем известные ранее способы. В соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения раскрыт способ разведки газа и нефти. Способ включает в себя следующие операции: осуществление выборки комплекта данных трасс сейсмических сигналов, распределенных в заданном трехмерном объеме толщи земли; в подвижном окне определение векторного произведения по меньшей мере двух векторов данных, образованных по меньшей мере из двух сейсмических трасс; образование матрицы ковариации путем добавления векторных произведений; вычисление сейсмического признака, который является функцией по меньшей мере преобладающего собственного значения матрицы ковариации; и образование карты из вычисленных сейсмических признаков по меньшей мере для части заданного трехмерного объема толщи земли.
В соответствии с другим вариантом настоящего изобретения способ в соответствии с настоящим изобретением предусматривает кодирование с использованием считываемой при помощи компьютера среде (например, на магнитном диске, магнитной ленте, CD-ROM и т. п. ) для вычисления при помощи компьютера сейсмических признаков. В соответствии с другими вариантами настоящего изобретения при помощи описанного выше процесса получают карту и эту карту используют для локализации залежей нефти и газа.
Способ в соответствии с настоящим изобретением особенно хорошо подходит для интерпретации плоскостей разломов в 3-D сейсмическом объеме, а также для обнаружения тонких стратиграфических характеристик в 3D-объеме. Это вызвано тем, что сейсмические трассы, которые пересекаются линией разлома, обычно имеют другой сейсмический характер, чем сейсмические трассы на любой стороне от разлома. Измерение подобия сейсмических трасс (то есть когерентности или непрерывности 3D-объема) вдоль временного среза позволяет обнаруживать линеаменты (контуры) низкой когерентности вдоль этих линий разлома. Такие измерения значений когерентности позволяют выявлять критические детали нижнего горизонта, которые трудно получить при использовании традиционных сейсмических сечений. Путем вычисления подобия трасс вдоль ряда временных срезов можно также при помощи этих линеаментов (контуров) разломов идентифицировать плоскости разломов или поверхности разломов.
Многочисленные другие преимущества и характеристики настоящего изобретения будут ясны из последующего детального описания изобретения, описанных в нем примеров его осуществления, а также из формулы изобретения и приложенных чертежей.
На фиг. 1 показано графическое изображение информации, полученной при обработке 3-D сейсмических данных.
На фиг. 2 показано графическое изображение горизонтального временного среза 3-D сейсмических данных, обработанных в соответствии с известным состоянием техники.
На фиг. 3 показаны две смежные сейсмические трассы.
На фиг. 4 - 8 показаны схематические диаграммы, отображающие когерентность пар сейсмических трасс в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 9 показано графическое изображение подвижного окна куба анализа.
На фиг. 10A, 10B и 10C показаны схематические диаграммы групп сейсмических трасс.
На фиг. 11A, 11B и 11C показаны схематические диаграммы двухмерных окон анализа.
На фиг. 12 приведена блок-схема элементарного процесса.
На фиг. 13A, 13B и 13C показаны графические изображения этого же горизонтального временного среза в соответствии с изобретением Багорича и др. (патент США N 08/353,934), Марфарта и др. (патент США N 60/005032) и в соответствии с настоящим изобретением.
Несмотря на то, что настоящее изобретение может быть реализовано в самых разных формах, далее будут рассмотрены детально специфические варианты его осуществления, показанные на чертежах. Следует однако иметь в виду, что дальнейшее описание дано только в качестве примера осуществления настоящего изобретения и ни в коей мере не ограничивает область его применения описанными специфическими вариантами его осуществления или конкретными алгоритмами.
Перед тем, как описывать способ в соответствии с настоящим изобретением, будет описан основной принцип работы.
Рассмотрим две трассы t1 и t2 в заданном временном окне или в окне глубины, имеющие N выборок, для которых должна быть произведена оценка когерентности. Изображение двух трасс и соответствующего окна анализа показано на фиг. 3. Первая трасса t1 состоит из временных серий (t11, t12, ..., t1N), а вторая трасса t2 состоит из временных серий (t21, t22, ..., t2N). В этих двух временных сериях первый индекс относится к номеру трассы (то есть обозначает трассу 1 или трассу 2), а второй индекс означает номер выборки.
При построении графика одной трассы относительно другой трассы в знакомой двухмерной декартовой системе координат можно получить лучшее понимание значения когерентности в контексте настоящего изобретения. При нанесении на график эквивалентных временных выборок от двух трасс [то есть пар точек (t11, t21), (t12, t22) ..., (t1N, t2N)] получают график пересечения двух временных серий. Если по оси x отобразить первую трассу t1, а по оси y вторую трассу t2, то получим диаграмму, показанную на фиг. 4. Она представляет собой конфигурацию таких точек, которые свидетельствуют о когерентности двух трасс.
Общей формой двух коррелированных трасс является набор точек, представленных эллипсом. Этот эллипс является обобщением, так как он не отображает каждую индивидуальную точку, а скорее описывает "общую" природу всех точек. Большая и малая оси эллипса ориентированы в направлении, которое определяется геометрией парных точек. Длины двух осей также определяется этой геометрией. Типичное изображение указанных точек и соответствующий эллипс показаны на фиг. 5.
Направления и размеры (значения) большой и малой осей эллипса могут быть представлены двумя скалярными векторами, причем более длинный вектор ориентирован вдоль большой оси, а более короткий вектор - вдоль малой оси. Размеры этих двух векторов соответствуют двум собственным значениям матрицы ковариации данных, а нормализованные векторы соответствуют собственным векторам. Собственные векторы, масштабированные при помощи их собственных значений, обозначают размеры и направления большой и малой осей. "Основной компонент" соответствует собственному вектору, который объединен с преобладающим собственным значением.
Фиг. 6 - 8 предназначены для того, чтобы дать интуитивное понимание механики, которая скрывается за предшествующим обсуждением. Показанные на этих фигурах трассы образованы с использованием простых вариаций амплитуды и фазы, причем воздействие этих вариаций сказывается на объединенных собственных значениях и собственных векторах.
На фиг. 6 показано, как две идентичные трассы вырождаются в идущую под углом 45 градусов линию (то есть в эллипс, малая ось которого упала до нуля). "Нулевая длина" говорит о том, что второе собственное значение равно "нулю" и что собственный вектор, соответствующий преобладающему собственному значению, совмещен с большой осью. В этом случае когерентность максимальная и ее значение равно единице.
На фиг. 7 показана ситуация для двух трасс, имеющих равные амплитуды и фазовый сдвиг 45 градусов. Продемонстрировано, как фазовый сдвиг удлиняет меньшую ось и, в результате, увеличивает амплитуду второго собственного значения. Также показаны два собственных вектора, масштабированные при помощи их соответствующих собственных значений. В результате различия этих трасс когерентность снизилась до значения, меньшего единицы.
Наконец, на фиг. 8 показан случай с изменением как фазы, так и амплитуды. Обе трассы имеют как фазовый сдвиг 45 градусов, так и отношение амплитуд 2 к 1. Результирующий эллипс имеет не равную нулю малую ось (второе собственное значение не нулевое), что отражает наличие фазового сдвига. И в этом случае вариации амплитуды и фазы приводят к уменьшению когерентности.
Основной смысл проведенного обсуждения заключается в том, чтобы показать эвристически, что когерентность может быть выражена как функция собственных значений λ1 и λ2 и собственных векторов v2 и v. Функционально выражение для когерентности выглядит следующим образом
Когерентность = f(λ12,v1,v2). (1)
Описанная процедура для двух трасс может быть легко расширена на любое желательное число трасс. С практической точки зрения при возрастании числа трасс возрастает вычислительная сложность и ограничения накладываются только имеющейся в наличии вычислительной мощностью. Для 3-D сейсмического набора данных анализ может быть повторен для подвижного окна анализа в пространстве и времени (или по пространству и глубине), в результате чего получают оценку когерентности в центре подвижного окна. На выходе получают 3-D набор данных, состоящий из значений когерентности, определенных по объему исходных (оригинальных) данных.
Из проведенного обсуждения становится ясно, что одним из преимуществ этого процесса является то, что различные аспекты данных распределены по собственным значениям и собственным векторам. В этом случае информация, такая как амплитудная и фазовая, может быть проанализирована и обработана устойчивым и строгим образом. Например, разрешающая способность может быть улучшена за счет манипулирования собственными значениями и собственными векторами. Полученные преимущества могут наблюдаться визуально в вычисленных срезах когерентности. Другим важным аспектом значений когерентности в соответствии с настоящим изобретением является то, что они обладают чувствительностью к разрывностям в исходных данных и могут выявлять тонкие геологические характеристики, такие как разломы и каналы.
Обратимся к рассмотрению способа в соответствии с настоящим изобретением. Первой операцией является получение или выборка из памяти набора трехмерных сейсмических данных. Такие данные имеют форму трасс сейсмических сигналов, распределенных по трехмерному объему земли. Специалистам хорошо известны способы получения сейсмических 3-D данных и перевода таких данных в цифровую форму для обработки. Такие данные обычно получают от продавцов геофизической информации, которые специализируются в съемках земли или океана. Такие данные также продаются или лицензируются продавцами и обычно хранятся на магнитной ленте, с которой они могут быть введены в память сейсмической рабочей станции.
Следующей операцией является разделение 3-D набора данных на множество ячеек или кубов анализа 20 (см. фиг. 9). Эти кубы 20 осуществляют функцию деления или сортировки сейсмических данных на группы или ячейки для последующей обработки. Один куб анализа пробегает (производит развертку) через полный набор сейсмических данных или через 3-D куб данных 30. Каждый куб анализа 20 содержит комплект (стек) главным образом плоских прямоугольных временных слоев (срезов) 22.
Для упрощения, 3-D куб данных 30, куб анализа 20 и временные слои 22 показаны в виде прямоугольных параллелепипедов или кубов (имеющих общее обозначение "ячейка"). Специалисты оценят простоту прямоугольной геометрии при осуществлении повторных операций с 3-D набором данных. Возможны другие геометрии и другие формы ячеек, которые могут быть применены в зависимости от обстоятельств.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 10, на которой каждый временной слой 22 или пласт имеет участки сейсмических трасс t1 (показана только одна трасса для упрощения чертежа), проходящих через него. На фиг. 9 показаны девять трасс в решетке 3 по 3 с равным расстоянием между ними. Могут быть использованы пять трасс в виде звезды (см. фиг. 10A) или три трассы (фиг. 10B). Предпочтительным является симметричное построение. Часто лучше иметь девять трасс в каждом временном слое, чем три трассы. В крайнем случае могут быть использованы две трассы.
Для понимания визуализации концепции настоящего изобретения читатель отсылается к фиг. 11A и 11B. В частности, часто трудно понять визуализацию этих концепций в девяти измерениях (как, например, в случае 9 трасс). На фиг. 11A и 11B показано двухмерное подвижное окно 24 (или окно анализа), в котором содержатся только две трассы t1 и t2. Каждая трасса (см. фиг. 11C) содержит во временном домене временные серии N выборок:
t1 = (t11, t12, .., t1N)
t2 = (t21, t22, ..., t2N)
Окно анализа 24 на фиг. 11C дополнительно разделено на множество наложенных по вертикали прямоугольных временных слоев 22.
До проведения обработки следует иметь в виду, что при выборе размера и размещения окна должен быть найден компромисс между разрешающей способностью и стабильностью. Другими словами, малые окна анализа или кубы позволяют иметь более высокую пространственную или временную частоту в результирующей оценке параметра, но обеспечивают меньшую статистическую стабильность или меньшую степень свободы при проведении этих оценок. С другой стороны, очень большие окна имеют малую разрешающую способность и обладают тенденцией смазывания данных, при котором важные геологические параметры могут быть пропущены.
Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 11C, на которой точки данных в пределах каждого временного слоя 22 определяют векторы сейсмических данных (для матрицы 1 на 2 получаем N = 2). При этом два размерных временных слоя фиг. 11C (или три размерных временных слоя фиг. 9) образуют или ограничивают векторные окна. Так, например, девять трасс (N = 9) дают вектор данных, имеющий 9 элементов.
Векторное произведение вектора данных с каждым векторным окном или временным слоем 22 дает N на N матрицу. Таким образом, девятиэлементный вектор данных дает матрицу 9 на 9. Сложение этих матриц (одной матрицы для каждого векторного окна) дает N на N матрицу ковариации для полного окна анализа 24 (или для куба анализа 20). Таким образом, если куб анализа содержит девять временных слоев, то девять N на N матриц суммируют вместе для образования одной N на N матрицы ковариации.
В соответствии с настоящим изобретением при помощи вычисления собственных значений матрицы ковариации получают весьма полезную и не очевидную возможность (меру) измерения когерентности трассы. В частности, производят подсчет наибольшего или преобладающего собственного значения матрицы ковариации и суммы собственных значений матрицы ковариации. Отношение этих двух чисел отображает размер преобладающего собственного значения относительно суммы собственных значений. Оно также отображает вариабильность трасс в пределах куба анализа. Если его выразить математически, то этот полезный сейсмический признак имеет следующий вид
Figure 00000001

в котором λi представляет собой собственные значения матрицы ковариации, а λ1 представляет собой преобладающее собственное значение. Величина Ψ является индикацией того, как хорошо коррелируют точечные элементы векторов сейсмические данных (см. фиг. 4 и 5).
Каждое и всякое собственное значение соответствующей матрицы ковариации не обязательно должно быть вычислено. Специалистам известно, что существуют методы вычисления только преобладающего собственного значения (например, метод мощности, частного Рейлига (Rayleigh) [который является самым быстрым] и т. п.). Более того, известно также, что сумма диагональных элементов матрицы ковариации равна сумме собственных значений матрицы ковариации. Для удобства отношение (то есть мера когерентности) в соответствии с выражением (2) может быть определено по центру куба анализа 20 или окна анализа 22. Следует иметь в виду, что одним из преимуществ использования преобладающего собственного значения является то, что это значение обладает тенденцией более прямого отображения вариабильности трасс в пределах окна анализа. Преобладающее собственное значение не является мерой измерения вариабильности (то есть когерентности).
При измерении когерентности производят эффективную развертку куба анализа 20 или окна анализа 22 (как в боковом, так и в вертикальном направлении) по полному 3-D объему фиг. 9 или по всем трассам фиг. 11A. Преимущественно смежные кубы анализа 20 или векторные окна 22 перекрывают друг друга (см. окна 24, 24' и 24'' фиг 11A). Перекрытие улучшает пространственную разрешающую способность.
В результате развертки куба анализа 20 по полному 3-D объему данных 30 и нахождения меры когерентности в соответствии с выражением (2) получают решетку значений когерентности, назначенных для каждой трассы в местоположении каждого вектора данных. При этом 3-D объем данных преобразуется в 3-D "куб когерентности".
Данные когерентности, содержащиеся в пределах куба когерентности, наиболее удобно могут быть интерпретированы в виде сейсмической характеристической карты. Такая карта наиболее часто представляет собой изображение тех значений когерентности, которые лежат вдоль поверхности, проходящей через куб когерентности. Двумя примерами являются плоскость (плоский план), проходящая через общий горизонтальный временной срез, и изогнутая поверхность, проходящая через линию сейсмического горизонта, выбранную при помощи сейсмической интерпретации. Другим примером является линейное отображение геологического времени отложения, так чтобы произвести захват характеристик из одной и той же геологической эпохи.
Значения когерентности для обеспечения простой интерпретации могут быть отображены в виде градаций серого (например, таким образом, что белое отображает наибольшую когерентность, а черное - наименьшую), а также в иной цветовой шкале. (См. патент США N 4,970,699 "Способ цветного картографирования геофизических данных").
Могут быть использованы, например, рабочие станции интерпретации типа Landmark и GeoQuest для рассмотрения и интерпретации разломов и стратиграфических характеристик при загрузке в них куба когерентности в виде сейсмического объема. Такие рабочие станции широко используются специалистами. Не обработанные 3D сейсмические данные могут быть удобно загружены в рабочую станцию при помощи магнитной ленты или диска, который содержит команды для компьютера на выполнение описанного выше процесса. Программное обеспечение для визуализации (например, программное обеспечение Landmark's и SeisCube) может быть использовано для выполнения быстрых срезов в объеме куба когерентности, что помогает в понимании сложных связей в разломе. Индикация когерентности, в том числе и распечатка в виде сейсмической характеристической карты, позволяет сократить время цикла интерпретации, когда она использована для выбора подлежащих интерпретации сейсмических линий, что позволяет интерпретатору работать в окрестности зон с бедными данными. Кроме того, тонкие стратиграфические характеристики и сложные разломы, которые не просто рассмотреть на обычных сейсмических изображениях, могут быть быстро идентифицированы и интерпретированы.
На фиг. 13A, 13B и 13C проведено сравнение одной и той же сейсмической информации, которая индицируется и обрабатывается при помощи известных ранее процессов, а также в соответствии с настоящим изобретением. Разница очевидна.
Само собой разумеется, что процесс в соответствии с настоящим изобретением наиболее удобно может быть осуществлен при написании компьютерной программы, в которой содержатся описанные выше операции. Такие процессы обычно осуществляются на рабочих станциях, упомянутых ранее.
Блок-схема элементарного процесса показана на фиг. 12. В соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения программа для осуществления описанного выше процесса написана в Фортране 77. 3-D сейсмические данные 30 вводятся в память. На основании размера (объема) и содержимого имеющихся сейсмических данных осуществляется операция инициализации 32, при этом параметры программы инициализируются и устанавливаются диапазоны данных, производятся предварительные проверки и выбираются размеры окна. Производится ввод значений по умолчанию или выбираемых пользователем опций. Затем начинается обработка 34. В частности, вызываются стандартные подпрограммы 36 для осуществления развертки объема данных в кубе анализа. В пределах каждого куба анализа стандартная подпрограмма 38 вычисляет матрицу ковариации, а другая стандартная подпрограмма 40 производит вычисление преобладающих собственных значений, суммы собственных значений и результирующего значения когерентности. Наконец, результаты комбинируются (42) и вычисленные величины запоминаются (44) в виде куба когерентности. После этого оператор рабочей станции может обратиться к кубу когерентности и вывести на индикацию на ЭЛТ (электронно-лучевой трубке) 46 его определенные участки (например, осуществить временной срез через куб), а также произвести распечатку или создать сейсмическую характеристическую карту 48, произвести дополнительный анализ или ввести в запоминающее устройство или на магнитную ленту 50 для дальнейшей обработки в другом месте.
Специалистам понятно, что использование способа в соответствии с настоящим изобретением должно быть связано с тем, что известно относительно стратиграфии и геологии области, в которой производилась 3-D съемка.
Карты когерентности прогоняют на множестве 3-D съемок. При приемлемом качестве данных могут быть легко обнаружены ориентировочно до 90% разломов. Разломы, которые едва видны на сейсмических сечениях, четко различимы на картах когерентности по причине устойчивости метода и перспективы картин разломов на карте. Так как прогон таких карт когерентности может быть произведен на не интерпретированных временных срезах, то в соответствии с настоящим изобретением предлагается средство для существенного ускорения картографирования структурных каркасов и для выявления деталей разломных соотношений, которые в противном случае могли бы быть выявлены только в результате трудоемкой сортировки разломов.
Специфические примеры
Карты когерентности были созданы вдоль захваченных горизонтов и четко идентифицируемых солевых/сланцевых диапир на участке побережья до прибойной зоны.
В других местах при использовании процесса в соответствии с настоящим изобретением получали четкую индикацию вулканов грязи и газа. Множество временных срезов когерентности показывает существенные детали стратиграфических характеристик, такие как покинутые речные русла, потоки грязи, вытянутые отмели (косы) и подводные каньоны. На сейсмических сечениях эти характеристики иногда видны, но в некоторых случаях могут быть обнаружены только при внимательном изучении.
Настоящее изобретение, подобно изобретению Багорича и др. и изобретению Марфарта и др., дает способ обнаружения плоскостей разломов в пределах 3-D объема, в котором не были зарегистрированы отражения от разломов. Разломы очень часто являются критичными к накоплению нефти. Разлом может образовывать уплотнение при отрезании структурной или стратиграфической характеристик, при этом нефть захватывается в разломе. С другой стороны, если плоскость разлома содержит бут, который не был сцементирован, то он может образовывать трубопровод для жидкости или газа. Это может позволить углеводородам просачиваться через плоскость разлома и накапливаться в разломе или просачиваться наверх через плоскость разлома. Таким образом, линии разлома могут предсказывать картины потока в резервуаре и предсказывать, например, линии связи между инжектором и добычными скважинами.
Сейсмические нарушения сплошности могут также служить необходимой связью при предсказании резервуара между скважинами, что позволяет установить непрерывность резервуара и картины потока в пределах поля. Технология когерентности может быть использована для нахождения, идентификации и картографирования структурных и седиментологических характеристик нижнего горизонта, таких как разломы, солевые диаперы, несоответствия, канальные системы, карстовые и карбонатные рифовые фации, которые обычно связаны с захватом и залежами углеводородов. Поэтому такая технология может быть использована для нахождения, идентификации и картографирования углеводородов. Кроме того, она используется для идентификации как мелких, так и глубоких опасностей бурения (например, мест, в которых газ залегает слишком близко к поверхности или где имеются нестабильности). Еще одним примером использования настоящего изобретения является поиск путей утечки известных резервуаров или подземных камер хранения.
Картографирование когерентности 3-D сейсмических данных является чрезвычайно мощным и эффективным инструментом для картографирования как структуры, так и стратиграфии. Новый способ особенно чувствителен к любой боковой вариации в характере импульсоида и поэтому он особенно чувствителен к общим причинам боковых вариаций импульсоида (то есть к перемещению разломов или к стратиграфическим вариациям). В соответствии с изложенным задачей настоящего изобретения является создание способа, устройств, при помощи которых операции способа могут быть записаны в виде компьютерных команд, и продукта (например, карты) этого способа, а также вида использования такого продукта при эксплуатации газовых или нефтяных месторождений.
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. Таким образом, это описание служит только иллюстрацией и оно предназначено только для того, чтобы показать специалистам, как может быть осуществлено настоящее изобретение. Например, было описано, что сейсмические трассы имеют равное смещение.
Трассы с различными промежутками между ними (см. фиг. 10C) для удобства могут быть преобразованы за счет интерпретации в трассы с одинаковыми промежутками. В соответствии с другим примером может быть полезно произвести фильтрацию трасс, образующих вектор данных, для устранения останцев. Фильтр медианы может быть использован для сортировки элементов каждого вектора данных. Краевые срезы могут быть использованы для обеспечения дополнительного сглаживания.
Более того, другие алгоритмы могут быть использованы для измерения подобия соседних областей сейсмических данных или для создания "куба когерентности". Значение когерентности или сейсмический признак выражения (2) служит как в качестве достаточно устойчивой оценки или меры разрывности сигнала в пределах геологических формаций, так и в качестве оценки разрывности сигнала через разломные и эрозионные несоответствия. Могут быть использованы и другие комбинации собственных значений матрицы ковариации (например, среднее арифметическое, среднеквадратическое, среднее, медиана, корень квадратный суммы квадратов, корень квадратный произведения квадратов, минимум, максимум, сумма, произведение и т.п.). Более того, способ в соответствии с настоящим изобретением может использоваться в сочетании с другими признаками (например, с AVO наклоном и т.п.).
Некоторые характеристики настоящего изобретения могут быть использованы независимо от других характеристик изобретения. Например, геологические характеристики, идентифицированные в соответствии с настоящим изобретением, могут быть наложены на карту скоростей для создания средства кросс-проверки скоростей.
Кроме того, несмотря на то, что карты срезов когерентности сами по себя являются очень мощным средством картографирования, при их использовании в сочетании с рекогносцировочным картографированием амплитуд и углов наклона возможно получение технологического прорыва в направлении эффективности картографирования таких бассейнов, как Мексиканский Залив, когда весьма просто могут быть получены 3-D сейсмические данные. Можно полагать, что детальное кортографирование структуры и стратиграфии будет ускорено при применении указанного способа, а не традиционного считывания линия за линией. Интерпретация карты для "рекогносцировки" данных обеспечивает существенное улучшение качества и количества интерпретации. Более того, способ в соответствии с настоящим изобретением по своей природе является быстрым. Такие высокие скорости позволяют произвести стоимостные оценки при появлении концессий.
Наконец, следует также иметь в виду, что принцип настоящего изобретения может быть использован и в других областях (например, в пассивных гидролокаторах, когда датчики являются акустическими, а источниками сигнала являются вражеские подлодки; в системах обнаружения землетрясений и ядерных взрывов, когда датчики являются сейсмическими, а источниками сигнала являются эпицентры землетрясений и ядерных взрывов; при астрономической интерферометрии, когда датчиками являются радиотелескопы, а источниками сигнала являются удаленные галактики или квазары; и радары с фазовыми решетками, когда датчиками являются антенные решетки, когда производится обработка сигналов (например, радара, гидролокатора, радиочастотной энергии и т. п.) для образования изображений или локализации изменений в структуре, отображенной такими изображениями.
Таким образом, следует иметь в виду, что могут быть сделаны различные модификации, вариации и изменения, а также применены альтернативы, которые не выходят за рамки настоящего изобретения и соответствуют его духу, как это определено в его формуле изобретения. Само собой разумеется, что все такие модификации в объеме патентных притязаний перекрываются приложенной формулой изобретения.

Claims (60)

1. Способ поиска месторождений углеводородов, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: а) получение комплекта данных трасс сейсмических сигналов, распределенных в заданном трехмерном объеме толщи земли; b) разбиение указанного трехмерного объема на множество вертикально наложенных и главным образом смещенных друг от друга горизонтальных временных срезов и размещение этих временных срезов во множестве ячеек, которые простираются в боковом направлении и вертикально, причем каждый из указанных временных срезов имеет участки по меньшей мере двух сейсмических трасс, локализованные в нем, которые ограничивают вектор данных; с) вычисление для каждого из временных срезов указанных ячеек векторного произведения указанных векторов данных; d) комбинирование указанных векторных произведений для образования матрицы ковариации для каждой из указанных ячеек; е) вычисление в каждой из указанных ячеек меры когерентности указанных сейсмических трасс, причем эта мера когерентности является функцией по меньшей мере наибольшего собственного значения матрицы ковариации; и f) образование сейсмической характеристической карты из множества указанных мер когерентности указанных сейсмических трасс.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в операции (f) указанная карта образована смещением указанных мер когерентности относительно поверхности, проходящей через заданный сейсмический горизонт.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в операции (f) указанная карта образована смещением указанных мер когерентности относительно поверхности, проходящей через заданную временную линию.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в операции (b) указанные ячейки включают в себя кубы анализа, имеющие по меньшей мере пять локализованных в них сейсмических трасс, причем при осуществлении операции (с) каждое векторное произведение имеет форму матрицы 5 х 5.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в операции (b) указанные ячейки включают в себя кубы анализа, имеющие участки по меньшей мере девяти локализованных в них сейсмических трасс, причем указанные векторы данных имеют девять элементов.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что в операции (b) указанные девять сейсмических трасс образуют решетку три на три.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в операции (b) указанные ячейки имеют толщину менее 100 мс.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что операция (с) осуществляется во временном домене.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что операция (е) осуществляется путем вычисления указанного наибольшего собственного значения указанной матрицы ковариации, вычисления суммы собственных значений указанной матрицы ковариации и вычисления отношения указанного наибольшего собственного значения к указанной сумме собственных значений указанной матрицы ковариации.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что указанную сумму собственных значений указанной матрицы ковариации вычисляют образованием суммы диагональных элементов указанной матрицы ковариации.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что при осуществлении операции (b) одна из указанных двух сейсмических трасс в каждой ячейке локализована в смежной ячейке, таким образом, что указанные ячейки пространственно перекрывают друг друга.
12. Способ поиска месторождений углеводородов, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: а) получение 3-D сейсмических данных, перекрывающих заданный объем земли, причем эти данные включают в себя сейсмические трассы, характеризуемые временем, положением и амплитудой; b) разбиение по меньшей мере одного из участков указанного объема по меньшей мере на одну решетку относительно малых, смежных, перекрывающихся, трехмерных кубов анализа, причем каждый из указанных кубов анализа содержит по меньшей мере три пространственно разнесенные сейсмические трассы, и разбиение каждого куба анализа на множество интервалов выборки, так, что каждый интервал выборки ограничивает множество векторов данных один на три; с) вычисление сейсмического признака для каждого указанного куба, который является функцией преобладающего собственного значения матрицы ковариации, образованной из векторных произведений указанных векторов данных; и d) запоминание указанных сейсмических признаков указанных кубов анализа для вывода на индикацию в виде двухмерной карты подземных признаков.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что в операции (с) указанный сейсмический признак является функцией отношения указанного преобладающего собственного значения к сумме по меньшей мере двух собственных значений матрицы ковариации указанного куба.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что в операции (с) указанный сейсмический признак является функцией отношения указанного преобладающего собственного значения к сумме всех диагональных элементов указанной матрицы ковариации.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что указанный сейсмический признак присвоен по центру его куба анализа.
16. Способ по п.15, отличающийся тем, что операцию (b) осуществляют на множестве временных срезов, причем способ дополнительно включает в себя следующую операцию: е) вывод на индикацию указанных сейсмических признаков последовательных временных срезов, проходящих через указанные центры указанных кубов анализа, для идентификации относительных пространственных и неизменных во времени характеристик.
17. Устройство, которое используют при сейсмической разведке, когда производят запись 3-D сейсмических данных, содержащих отраженную сейсмическую энергию, в виде функции времени, для получения серий сейсмических трасс, причем используют компьютер, который адаптирован для обработки таких сейсмических трасс, отличающееся тем, что оно включает в себя среду, которая может быть считана компьютером и которая содержит команды для указанного компьютера на осуществление процесса, который включает в себя следующие операции: а) получение 3-D сейсмических данных, перекрывающих заданный объем земли, причем эти данные включают в себя сейсмические сигнальные векторы, характеризуемые временем, положением и амплитудой; и b) установление подобия соседних районов указанных 3-D сейсмических данных указанного объема при помощи: (1) разбиения по меньшей мере одного из участков указанных данных на решетку относительно малых, смежных, перекрывающихся, трехмерных кубов анализа, причем каждый из указанных кубов анализа содержит по меньшей мере два вектора данных; и (2) вычисления сейсмического признака для каждого куба, который является функцией основного собственного значения матрицы ковариации, образованной из суммы векторных произведений указанных векторов указанного куба.
18. Устройство по п.17, отличающееся тем, что указанная среда содержит команды для компьютера на осуществление операции (2) при помощи вычисления отношения указанного основного собственного значения матрицы ковариации к сумме собственных значений указанной матрицы ковариации.
19. Устройство по п.17, отличающееся тем, что указанная среда содержит команды для компьютера на осуществление операции (2) при помощи вычисления отношения указанного основного собственного значения матрицы ковариации к сумме диагональных элементов указанной матрицы ковариации.
20. Устройство по п.19, отличающееся тем, что указанная среда содержит команды для компьютера на осуществление операции (1) за счет образования кубов анализа, имеющих в основном прямоугольную решетку по меньшей мере пяти локализованных в ней сейсмических трасс, причем указанная матрица ковариации представляет собой по меньшей мере матрицу пять на пять и образована по меньшей мере из пяти матриц векторных произведений.
21. Устройство по п.20, отличающееся тем, что указанная среда содержит команды для компьютера для назначения сейсмических признаков по центру их кубов анализа.
22. Способ поиска месторождений углеводородов, когда производят запись отраженной сейсмической энергии в виде функции времени для получения серий сейсмических трасс, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: а) определение векторного произведения двух векторов данных, образованных по меньшей мере из двух сейсмических трасс; b) образование матрицы ковариации за счет добавления указанных векторных произведений операции (а); с) вычисление сейсмического признака, который является функцией по меньшей мере основного собственного значения указанной матрицы ковариации операции (b); d) повтор операций от (а) до (с) через по меньшей мере часть одного временного окна; и е) образование карты указанных сейсмических признаков для указанного временного окна.
23. Способ по п.22, отличающийся тем, что операцию (с) осуществляют путем вычисления отношения указанного основного собственного значения к по меньшей мере частичной сумме собственных значений указанной матрицы ковариации.
24. Способ по п.22, отличающийся тем, что операцию (с) осуществляют путем вычисления отношения указанного основного собственного значения к по меньшей мере частичной сумме диагональных элементов указанной матрицы ковариации.
25. Способ по п.22, отличающийся тем, что операцию (d) осуществляют за счет использования по меньшей мере одной сейсмической трассы, использованной ранее в операции (а), и по меньшей мере двух новых сейсмических трасс, которые расположены вблизи указанной по меньшей мере одной сейсмической трассы.
26. Способ по п.22, отличающийся тем, что операция (а) включает в себя следующие операции: (1) получение 3-D сейсмических данных, перекрывающих заданный объем земли, причем эти данные включают в себя сейсмические трассы, характеризуемые временем, положением и амплитудой; и (2) разбиение по меньшей мере одного из участков указанного объема по меньшей мере на одно временное окно, которое содержит решетку относительно малых, смежных, перекрывающихся, трехмерных кубов анализа, причем каждый из указанных кубов анализа содержит по меньшей мере две сейсмические трассы.
27. Способ поиска месторождений углеводородов, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: а) считывание набора 3-D сейсмических данных, который включает в себя трассы сейсмических сигналов, распределенные в объеме земли; b) выбор по меньшей мере одного горизонтального среза в указанном объеме и формирование на нем ячеек, образующих простирающиеся в боковом направлении ряды и колонки, причем каждая из указанных ячеек включает в себя по меньшей мере три сейсмические трассы, проходящие в основном через нее; с) вычисление для каждой из указанных ячеек: 1) векторного произведения векторов данных, заданных множеством временных интервалов на каждой стороне от центра указанной ячейки; 2) матрицы ковариации из указанных векторных произведений операции (1); и 3) по меньшей мере самого наибольшего собственного значения указанной матрицы ковариации; и d) изучение указанных собственных значений указанных ячеек вдоль указанного по меньшей мере одного горизонтального среза.
28. Способ по п.27, отличающийся тем, что операцию (3) осуществляют за счет вывода на индикацию отображения наибольших собственных значений указанных ячеек через по меньшей мере один горизонтальный временной срез.
29. Способ по п.28, отличающийся тем, что указанное отображение является функцией наибольшего собственного значения указанной ячейки и суммы собственных значений указанной матрицы ковариации указанной ячейки.
30. Способ поиска месторождений углеводородов, когда производят запись отраженной сейсмической энергии в виде функции времени для получения серий сейсмических трасс, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: а) преобразование 3-D сейсмических данных в относительно малые, смежные, перекрывающиеся, трехмерные кубы анализа, которые содержат множество сейсмических трасс; b) определение векторного произведения двух векторов данных, ограниченных при помощи указанных кубов анализа; с) образование матрицы ковариации для каждого куба за счет добавления указанных векторных произведений операции (b); d) вычисление сейсмического признака, который является функцией отношения основного собственного значения каждой матрицы ковариации к сумме всех собственных значений этой матрицы ковариации; и е) построение указанных сейсмических признаков так, что они могут быть выведены на индикацию в виде карты.
31. Устройство для обработки сейсмического сигнала, отличающееся тем, что оно включает в себя среду, которая может быть считана компьютером и которая содержит команды для указанного компьютера на осуществление процесса, который включает в себя следующие операции: 1) выборка из памяти 3-D сейсмических данных, которые перекрывают заданный объем земли; 2) цифровое распределение указанных 3-D сейсмических данных в виде решетки относительно малых трехмерных ячеек, причем каждая из указанных ячеек содержит по меньшей мере три сейсмические трассы; 3) вычисление в каждой из указанных ячеек значения когерентности из собственных значений матрицы ковариации, образованной из множества векторных произведений указанных по меньшей мере трех трасс; и 4) запоминание указанных значений когерентности указанных ячеек для вывода на индикацию некоторых из них в виде двухмерной карты подземных признаков, отображенных при помощи указанных значений когерентности.
32. Устройство по п.31, отличающееся тем, что в операции (3) указанное значение когерентности является по меньшей мере функцией наибольшего из указанных собственных значений указанной матрицы ковариации.
33. Устройство по п.32, отличающееся тем, что указанное значение когерентности является функцией наибольшего указанного собственного значения и суммы указанных собственных значений.
34. Устройство по п.31, отличающееся тем, что считываемая при помощи компьютера среда выбрана из группы, которая включает в себя магнитный диск, магнитную ленту, оптический диск и CD-ROM.
35. Способ поиска месторождений углеводородов, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: а) получение сейсмических данных, перекрывающих заданный объем земли; b) разбиение указанного объема на решетку относительно малых, смежных, перекрывающихся, трехмерных ячеек, причем каждая из указанных ячеек характеризуется по меньшей мере двумя векторами сейсмических данных, локализованными в ней; с) вычисление матрицы ковариации из векторных произведений указанных векторов данных; и d) нанесение на карту отображений собственных значений указанной матрицы ковариации.
36. Способ по п.35, отличающийся тем, что операцию (с) осуществляют за счет использования матрицы ковариации, образованной при добавлении множества векторных произведений.
37. Способ по п.35, отличающийся тем, что операцию (d) осуществляют за счет нанесения на карту отношения наибольшего собственного значения к сумме собственных значений.
38. Способ поиска месторождений углеводородов, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: а) получение сейсмической характеристической карты значений когерентности 3-D сейсмических данных для заданного трехмерного объема земли, причем указанную карту получают при помощи компьютера и программы для указанного компьютера, которая дает указанному компьютеру команды на выполнение следующих операций: 1) считывание указанных данных и разбиение указанного объема на решетку относительно малых трехмерных ячеек, причем каждая из указанных ячеек имеет по меньшей мере два вектора сейсмических данных, локализованных в ней; и 2) вычисление в каждой из указанных ячеек значения когерентности для указанных сейсмических трасс, которое является функцией собственных значений матрицы ковариации, образованной из векторных произведений указанных векторов данных; и b) использование указанной карты для идентификации структурных и седиментологических признаков нижнего горизонта, обычно связанных с захватом и накоплением углеводородов.
39. Способ по п.38, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию использования указанной карты для идентификации опасностей бурения.
40. Способ по п.39, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию бурения в местоположении, идентифицированном в операции (b).
41. Способ по п.38, отличающийся тем, что указанная программа дает команды на указанный компьютер для осуществления операции (а) (2) путем: i) вычисления наибольшего собственного значения каждой матрицы ковариации и суммы собственных значений указанной матрицы ковариации; и ii) вычисления отношения указанного наибольшего собственного значения к указанной сумме.
42. Способ по п.41, отличающийся тем, что при осуществлении операции (i) указанная программа дает команды на указанный компьютер для вычисления указанной суммы собственных значений за счет вычисления суммы диагональных элементов указанной матрицы ковариации.
43. Сейсмическая карта, отличающаяся тем, что она подготовлена при помощи способа, который включает в себя следующие операции: 1) выборка при помощи компьютера набора данных, который включает в себя трассы сейсмических сигналов, распределенных по заданному трехмерному объему земли; 2) разбиение указанного трехмерного объема на множество ячеек, распределенных во времени и в пространстве, причем в каждой из указанных ячеек локализовано множество векторов данных; 3) вычисление в каждой ячейке множества векторных произведений, образованных локализованными в ней векторами данных; 4) комбинирование указанных векторных произведений для образования матрицы для каждой ячейки; 5) вычисление преобладающего собственного значения указанной матрицы и суммы диагональных элементов указанной матрицы; и 6) вывод на индикацию указанного преобладающего собственного значения относительно указанной суммы для каждой матрицы заданной группы ячеек, проходящих через заданную поверхность.
44. Сейсмическая карта по п.43, отличающаяся тем, что операцию (6) осуществляют за счет получения отношения указанного преобладающего собственного значения к указанной сумме для каждой матрицы заданной группы ячеек, проходящих через заданную поверхность.
45. Сейсмическая карта по п.43, отличающаяся тем, что в операции (2) каждый из указанных векторов данных имеет по меньшей мере три элемента.
46. Сейсмическая карта по п.43, отличающаяся тем, что операцию (4) осуществляют суммированием всех векторных произведений.
47. Карта для разведки нефти и газа, отличающаяся тем, что она включает в себя: а) главным образом, плоскую среду для регистрации на ней визуально различимых изображений, и b) множество изображений на указанной среде, которые являются функцией преобладающего собственного значения матрицы ковариации, которая образована из векторных произведений подвижного окна векторов данных, отображающих 3-D сейсмическую разведку.
48. Карта по п.47, отличающаяся тем, что указанные изображения являются функцией отношения преобладающего собственного значения к сумме собственных значений матрицы ковариации.
49. Карта по п.47, отличающаяся тем, что указанная среда представляет собой лицевую сторону электронно-лучевой трубки (ЭЛТ).
50. Карта по п.47, отличающаяся тем, что указанные изображения являются функцией отношения преобладающего собственного значения к сумме диагональных элементов указанной матрицы ковариации.
51. Карта по п.47, отличающаяся тем, что указанное подвижное окно включает в себя куб анализа, который содержит по меньшей мере три временных слоя, причем каждый временной слой содержит в себе вектор данных, при этом указанный вектор данных содержит по меньшей мере три элемента сейсмических трасс.
52. Карта по п.51, отличающаяся тем, что указанные собственные значения присвоены по центру каждого куба анализа.
53. Карта для разведки полезных ископаемых, отличающаяся тем, что она образована при помощи способа, который включает в себя следующие операции: а) образование куба когерентности из векторов данных 3-D сейсмических данных, причем указанный куб когерентности содержит трехмерную решетку значений когерентности, которая является по меньшей мере функцией преобладающих собственных значений матриц ковариации указанных векторов данных; и b) вывод на индикацию указанных значений когерентности в виде изображения на поверхности в соответствии с заданным критерием передачи.
54. Карта по п.53, отличающаяся тем, что указанные значения когерентности присвоены по трехмерным координатам, которые в основном совпадают с элементами указанных векторов данных.
55. Карта по п.53, отличающаяся тем, что в операции (b) указанная поверхность является плоскостью, а указанный заданный критерий передачи состоит в том, что указанная плоскость, главным образом, совпадает с временным срезом через указанные 3-D сейсмические данные.
56. Карта по п.53, отличающаяся тем, что в операции (а) каждое значение когерентности является по меньшей мере функцией указанного преобладающего собственного значения и суммы собственных значений соответствующей матрицы ковариации.
57. Устройство для использования в компьютерной рабочей станции, применяемой при разведке нефти и газа, отличающееся тем, что оно включает в себя считываемую при помощи компьютера среду и содержит отображение куба когерентности, причем указанный куб когерентности включает в себя результаты измерений когерентности 3-D сейсмических данных, при этом каждое из указанных измерений является функцией собственных значений матрицы ковариации, образованной при добавлении по меньшей мере двух векторных произведений по меньшей мере двух векторов сейсмических данных.
58. Устройство по п.57, отличающееся тем, что указанные векторы данных характеризуются пространственными и временными координатами, причем указанные результаты измерения когерентности присвоены указанным пространственным и временным координатам.
59. Устройство по п.58, отличающееся тем, что каждый из указанных результатов измерения является по меньшей мере функцией преобладающего собственного значения соответствующей матрицы ковариации.
60. Устройство по п.59, отличающееся тем, что каждый из указанных результатов измерения является по меньшей мере функцией суммы собственных значений.
RU97119642/28A 1996-04-12 1997-01-02 Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых RU2169931C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US63178896A 1996-04-12 1996-04-12
US08/631,788 1996-04-12

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU97119642A RU97119642A (ru) 1999-09-27
RU2169931C2 true RU2169931C2 (ru) 2001-06-27

Family

ID=24532737

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU97119642/28A RU2169931C2 (ru) 1996-04-12 1997-01-02 Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых

Country Status (9)

Country Link
US (1) US5892732A (ru)
EP (1) EP0832442B1 (ru)
CN (1) CN1186647C (ru)
AR (1) AR006341A1 (ru)
AU (1) AU710968B2 (ru)
CA (1) CA2220274C (ru)
NO (1) NO319052B1 (ru)
RU (1) RU2169931C2 (ru)
WO (1) WO1997039367A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2458363C1 (ru) * 2011-03-16 2012-08-10 Сергей Алексеевич Бахарев Способ прямого поиска углеводородов

Families Citing this family (106)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
FR2786294B1 (fr) * 1998-11-19 2000-12-22 Elf Exploration Prod Methode de detection de structures chaotiques dans un milieu donne
DE19904347C2 (de) 1999-02-03 2002-08-14 Henning Trappe Verfahren zur seismischen Datenverarbeitung
US6625311B1 (en) 1999-04-09 2003-09-23 The Board Of Regents Of The University Of Nebraska Methodology for data structure characterization, indexing, storage and retrieval
US6332037B1 (en) * 1999-04-09 2001-12-18 Board Of Regents Of The University Of Nebraska Invariant, Eigenvalue based, non-degenerate data structure characterization, storage and retrieval indexing method
US6611609B1 (en) * 1999-04-09 2003-08-26 The Board Of Regents Of The University Of Nebraska Method of tracking changes in a multi-dimensional data structure
DE69919848T2 (de) 1999-06-03 2005-09-15 Jason Geosystems B.V. Verfahren zum Festellen von räumlichen Änderungen in unterirdischen Schichtstrukturen, Lithologie und Flüssigkeitsgehalt und zur Reduzierung von seismischem Lärm
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
DE19943325C2 (de) * 1999-09-10 2001-12-13 Trappe Henning Verfahren zur Bearbeitung seismischer Meßdaten mit einem neuronalen Netzwerk
US6418381B1 (en) * 1999-12-06 2002-07-09 Landmark Graphics Corp. Transformation method applied to seismic data traces
US6490526B2 (en) * 2000-03-20 2002-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Method for characterization of multi-scale geometric attributes
US6490528B2 (en) 2000-04-17 2002-12-03 Exxonmobil Upstream Research Company Method for imaging discontinuites in seismic data
WO2002003099A2 (en) 2000-06-30 2002-01-10 Exxonmobil Upstream Research Company 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
US6597994B2 (en) * 2000-12-22 2003-07-22 Conoco Inc. Seismic processing system and method to determine the edges of seismic data events
US6850845B2 (en) * 2001-07-20 2005-02-01 Tracy Joseph Stark System for multi-dimensional data analysis
US6597992B2 (en) * 2001-11-01 2003-07-22 Soil And Topography Information, Llc Soil and topography surveying
US6766252B2 (en) 2002-01-24 2004-07-20 Halliburton Energy Services, Inc. High resolution dispersion estimation in acoustic well logging
WO2004015449A2 (en) * 2002-03-27 2004-02-19 Western Geco Parametric fk techniques for seismic applications
WO2004044615A2 (en) * 2002-11-09 2004-05-27 Geoenergy, Inc. Method and apparatus for seismic feature extraction
GB2403803B (en) * 2003-07-05 2005-09-21 Westerngeco Ltd Processing seismic data
US7298376B2 (en) 2003-07-28 2007-11-20 Landmark Graphics Corporation System and method for real-time co-rendering of multiple attributes
CA2485761C (en) * 2003-10-24 2015-11-24 Bernd Milkereit Resonance scattering seismic method
CA2557526C (en) * 2004-02-26 2008-12-09 Saudi Arabian Oil Company Prediction of shallow drilling hazards using seismic refraction 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
GB2422012B (en) * 2005-01-11 2008-09-10 Statoil Asa Method of seismic signal processing
GB2429278B (en) * 2005-08-15 2010-08-11 Statoil Asa Seismic exploration
US7914451B2 (en) * 2005-09-15 2011-03-29 Innervision Medical Technologies Inc. Determining attributes using ultrasound
US7333392B2 (en) * 2005-09-19 2008-02-19 Saudi Arabian Oil Company Method for estimating and reconstructing seismic reflection signals
WO2007092054A2 (en) 2006-02-06 2007-08-16 Specht Donald F Method and apparatus to visualize the coronary arteries using ultrasound
WO2008028139A2 (en) 2006-09-01 2008-03-06 Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company Systems and methods for imaging waveform volumes
EP2088932B1 (en) 2006-10-25 2020-04-08 Maui Imaging, Inc. Method and apparatus to produce ultrasonic images using multiple apertures
GB2443843B (en) * 2006-11-14 2011-05-25 Statoil Asa Seafloor-following streamer
US20080165185A1 (en) * 2007-01-05 2008-07-10 Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company Systems and methods for selectively imaging objects in a display of multiple three-dimensional data-objects
MX2009007229A (es) * 2007-01-05 2010-02-18 Landmark Graphics Corp Sistemas y metodos para visualizar multiples grupos de datos volumetricos en tiempo real.
US8209125B2 (en) * 2007-03-12 2012-06-26 Geomage (2003) Ltd. Method for identifying and analyzing faults/fractures using reflected and diffracted waves
GB2463591B (en) * 2007-05-17 2012-04-11 Spectraseis Ag Seismic attributes for reservoir localization
US7724608B2 (en) * 2007-07-20 2010-05-25 Wayne Simon Passive reflective imaging for visualizing subsurface structures in earth and water
US9171391B2 (en) 2007-07-27 2015-10-27 Landmark Graphics Corporation Systems and methods for imaging a volume-of-interest
US8768672B2 (en) * 2007-08-24 2014-07-01 ExxonMobil. Upstream Research Company Method for predicting time-lapse seismic timeshifts by computer simulation
WO2009029133A1 (en) * 2007-08-24 2009-03-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method for multi-scale geomechanical model analysis by computer simulation
US8548782B2 (en) 2007-08-24 2013-10-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method for modeling deformation in subsurface strata
US8265915B2 (en) * 2007-08-24 2012-09-11 Exxonmobil Upstream Research Company Method for predicting well reliability by computer simulation
US7630865B2 (en) * 2007-09-11 2009-12-08 Geomage (2003) Ltd Complex analysis of kinematics for non-hyperbolic moveout corrections
US9282945B2 (en) 2009-04-14 2016-03-15 Maui Imaging, Inc. Calibration of ultrasound probes
GB0722469D0 (en) 2007-11-16 2007-12-27 Statoil Asa Forming a geological model
US7702463B2 (en) 2007-12-12 2010-04-20 Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company Systems and methods for enhancing a seismic data image
GB0724847D0 (en) 2007-12-20 2008-01-30 Statoilhydro Method of and apparatus for exploring a region below a surface of the earth
GB0803701D0 (en) * 2008-02-28 2008-04-09 Statoilhydro Asa Improved interferometric methods and apparatus for seismic exploration
US8209126B2 (en) * 2008-04-01 2012-06-26 Geo{umlaut over (m)}age (2003) Ltd. Wavefront-defined Radon transform
US8213261B2 (en) * 2008-05-22 2012-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Method for geophysical and geological interpretation of seismic volumes in the domains of depth, time, and age
CA2723951C (en) * 2008-05-22 2016-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Seismic horizon skeletonization
WO2009149332A1 (en) * 2008-06-06 2009-12-10 Landmark Graphics Corporation, A Halliburton Company Systems and methods for imaging a three-dimensional volume of geometrically irregular grid data representing a grid volume
BRPI0822865A2 (pt) * 2008-06-09 2015-06-30 Landmark Graphics Corp Método para crioar um modelo e para modelar das propriedades geológicas em um volume da terra, e, programa de computador.
BRPI0918020B8 (pt) * 2008-08-15 2020-01-28 Bp Corp North America Inc métodos de exploração sísmica
NZ592744A (en) * 2008-11-14 2012-11-30 Exxonmobil Upstream Res Co Windowed statistical analysis for anomaly detection in geophysical datasets
KR101659723B1 (ko) 2009-04-14 2016-09-26 마우이 이미징, 인코포레이티드 복수 개구 초음파 어레이 정렬 설비
US8463551B2 (en) * 2009-11-17 2013-06-11 Schlumberger Technology Corporation Consistent dip estimation for seismic imaging
EP2536339B1 (en) 2010-02-18 2024-05-15 Maui Imaging, Inc. Point source transmission and speed-of-sound correction using multi-aperture ultrasound imaging
GB2479200A (en) 2010-04-01 2011-10-05 Statoil Asa Interpolating pressure and/or vertical particle velocity data from multi-component marine seismic data including horizontal derivatives
US8380435B2 (en) 2010-05-06 2013-02-19 Exxonmobil Upstream Research Company Windowed statistical analysis for anomaly detection in geophysical datasets
US8757270B2 (en) 2010-05-28 2014-06-24 Statoil Petroleum As Subsea hydrocarbon production system
US8747325B2 (en) 2010-07-16 2014-06-10 Fundacao De Amparo A Pesquisa Do Estado De Sao Paulo (Fapesp) Non-invasive method for diagnosing the severity of heart failure by extracting and analyzing acetone concentrations in captured exhaled breath
US20130112407A1 (en) * 2010-08-05 2013-05-09 Yao-Chou Cheng Obtaining Data From An Earth Model Using Functional Descriptors
WO2012051305A2 (en) 2010-10-13 2012-04-19 Mau Imaging, Inc. Multiple aperture probe internal apparatus and cable assemblies
EP3563768A3 (en) 2010-10-13 2020-02-12 Maui Imaging, Inc. Concave ultrasound transducers and 3d arrays
US8886503B2 (en) 2011-04-19 2014-11-11 Schlumberger Technology Corporation Discontinuity detection
EP2724181B1 (en) * 2011-06-24 2020-08-19 ION Geophysical Corporation Method and apparatus for seismic noise reduction
JP6407719B2 (ja) 2011-12-01 2018-10-17 マウイ イマギング,インコーポレーテッド ピングベース及び多数開口ドップラー超音波を用いた運動の検出
JP2015503404A (ja) 2011-12-29 2015-02-02 マウイ イマギング,インコーポレーテッド 任意経路のmモード超音波イメージング
CN104135937B (zh) 2012-02-21 2017-03-29 毛伊图像公司 使用多孔超声确定材料刚度
US9542507B2 (en) 2012-02-23 2017-01-10 Schlumberger Technology Corporation Feature detection in seismic volumes
EP2833791B1 (en) 2012-03-26 2022-12-21 Maui Imaging, Inc. Methods for improving ultrasound image quality by applying weighting factors
US20130261981A1 (en) * 2012-04-03 2013-10-03 Westerngeco L.L.C. Covariance estimation using sparse wavelet representation
US9261615B2 (en) * 2012-06-15 2016-02-16 Exxonmobil Upstream Research Company Seismic anomaly detection using double-windowed statistical analysis
IN2015DN00556A (ru) 2012-08-10 2015-06-26 Maui Imaging Inc
EP3893022A1 (en) 2012-09-06 2021-10-13 Maui Imaging, Inc. Ultrasound imaging system memory architecture
US9303499B2 (en) 2012-10-18 2016-04-05 Elwha Llc Systems and methods for enhancing recovery of hydrocarbon deposits
US9134444B2 (en) * 2012-11-27 2015-09-15 Chevron U.S.A., Inc. System and method for deducing cavern properties
US9213117B2 (en) 2013-01-02 2015-12-15 Schlumberger Technology Corporation Dip seismic attributes
US9829591B1 (en) 2013-01-07 2017-11-28 IHS Global, Inc. Determining seismic stratigraphic features using a symmetry attribute
US9510806B2 (en) 2013-03-13 2016-12-06 Maui Imaging, Inc. Alignment of ultrasound transducer arrays and multiple aperture probe assembly
CN103217719B (zh) * 2013-04-11 2015-07-15 中国矿业大学 基于单一炮检对观测系统的煤巷超前探测断失翼煤层的方法
US9883848B2 (en) 2013-09-13 2018-02-06 Maui Imaging, Inc. Ultrasound imaging using apparent point-source transmit transducer
KR102617888B1 (ko) 2014-08-18 2023-12-22 마우이 이미징, 인코포레이티드 네트워크-기반 초음파 이미징 시스템
CN104360386B (zh) * 2014-12-04 2016-09-21 中国海洋石油总公司 一种针对花岗岩地层划分对比的面元法
CN104459801B (zh) * 2014-12-10 2017-04-12 中国石油天然气集团公司 用于识别断层的相干增强处理方法
CN105093298B (zh) * 2015-07-10 2017-06-13 北京派特森科技股份有限公司 一种微地震数据四维搜索逆时叠加的快速计算方法
RU2603828C1 (ru) * 2015-08-21 2016-11-27 Федеральное государственное бюджетное учреждение "Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт" (ФГБУ "ВНИГНИ") Способ региональной сейсморазведки слабо изученных осадочных бассейнов для выявления и локализации нефтегазовых зон и объектов
EP3408037A4 (en) 2016-01-27 2019-10-23 Maui Imaging, Inc. ULTRASONIC IMAGING WITH DISTRIBUTED NETWORK PROBES
CN106094051B (zh) * 2016-06-08 2017-12-15 中国海洋石油总公司 一种花岗岩地层划分对比方法
JP6722521B2 (ja) * 2016-06-23 2020-07-15 古野電気株式会社 水中探知システム
US10782433B2 (en) * 2016-07-29 2020-09-22 Baker Hughes Holdings Llc Method for an automatic detection of acoustic reflectors and their parameters from borehole acoustic array data
US10634805B2 (en) * 2017-05-26 2020-04-28 Chevron U.S.A. Inc. System and method for predicting fault seal from seismic data
US11041976B2 (en) 2017-05-30 2021-06-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for creating and using a subsurface model in hydrocarbon operations
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
US11609355B2 (en) 2018-10-02 2023-03-21 Chevron U.S.A. Inc. System and method for generating an earth model
US11282269B2 (en) * 2020-05-13 2022-03-22 Chevron U.S.A. Inc. Image-comparison based analysis of subsurface representations
CN113740908B (zh) * 2020-05-29 2024-05-07 中国石油化工股份有限公司 地震切片的二维变差分析方法、电子设备及介质
CN114063154B (zh) * 2020-07-29 2024-05-07 中国石油化工股份有限公司 走滑断层位移量计算方法、装置、电子设备及介质
CN112433248B (zh) * 2020-11-10 2022-09-30 成都理工大学 一种碳酸盐岩沉积环境下隐蔽储层的探测方法
US11906679B2 (en) * 2021-09-13 2024-02-20 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods for detecting seismic discontinuities by coherence estimation

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3981443A (en) * 1975-09-10 1976-09-21 Northrop Corporation Class of transform digital processors for compression of multidimensional data
US4467461A (en) * 1981-01-05 1984-08-21 Conoco Inc. Interactive color analysis of geophysical data
US4633400A (en) * 1984-12-21 1986-12-30 Conoco Inc. Method for waveform feature extraction from seismic signals
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
US4894795A (en) * 1987-04-28 1990-01-16 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy High-resolution technique for time-frequency signal analysis using modified wigner-ville analysis
US4937747A (en) * 1988-02-16 1990-06-26 Amoco Corporation Iterative disjoint cluster and discriminant function processing of formation log responses and other data
US4858199A (en) * 1988-09-06 1989-08-15 Mobile Oil Corporation Method and apparatus for cancelling nonstationary sinusoidal noise from seismic data
US4910716A (en) * 1989-01-31 1990-03-20 Amoco Corporation Suppression of coherent noise in seismic data
US5031155A (en) * 1989-04-28 1991-07-09 Schlumberger Technology Corporation Compression and reconstruction of sonic data
US4951266A (en) * 1989-04-28 1990-08-21 Schlumberger Technology Corporation Method of filtering sonic well logging data
US5047991A (en) * 1989-04-28 1991-09-10 Schlumberger Technology Corporation Lithology identification using sonic data
GB9011836D0 (en) * 1990-05-25 1990-07-18 Mason Iain M Seismic surveying
US5056066A (en) * 1990-06-25 1991-10-08 Landmark Graphics Corporation Method for attribute tracking in seismic data
US5175710A (en) * 1990-12-14 1992-12-29 Hutson William H Multi-dimensional data processing and display
US5245587A (en) * 1990-12-14 1993-09-14 Hutson William H Multi-dimensional signal processing and display
US5253192A (en) * 1991-11-14 1993-10-12 The Board Of Governors For Higher Education, State Of Rhode Island And Providence Plantations Signal processing apparatus and method for iteratively determining Arithmetic Fourier Transform
US5563949A (en) * 1994-12-12 1996-10-08 Amoco Corporation Method of seismic signal processing and exploration

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2458363C1 (ru) * 2011-03-16 2012-08-10 Сергей Алексеевич Бахарев Способ прямого поиска углеводородов

Also Published As

Publication number Publication date
CN1186647C (zh) 2005-01-26
AU710968B2 (en) 1999-09-30
EP0832442A1 (en) 1998-04-01
US5892732A (en) 1999-04-06
EP0832442B1 (en) 2005-03-16
NO319052B1 (no) 2005-06-13
NO975784D0 (no) 1997-12-09
AR006341A1 (es) 1999-08-25
CA2220274A1 (en) 1997-10-23
CA2220274C (en) 2005-06-28
MX9710022A (es) 1998-07-31
WO1997039367A1 (en) 1997-10-23
CN1189218A (zh) 1998-07-29
NO975784L (no) 1998-02-12
AU1824797A (en) 1997-11-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2169931C2 (ru) Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых
US5563949A (en) Method of seismic signal processing and exploration
US6092026A (en) Seismic signal processing and exploration
CN102395902B (zh) 使用快速面向目标照明计算的地震成像系统及方法
US5671136A (en) Process for seismic imaging measurement and evaluation of three-dimensional subterranean common-impedance objects
US5724309A (en) Method for geophysical processing and interpretation using instantaneous phase and its derivatives and their derivatives
US6853922B2 (en) System for information extraction from geologic time volumes
MXPA96003026A (es) Metodo de exploracion y procesamiento de señales sismicas
US6487502B1 (en) System for estimating the locations of shaley subsurface formations
US8233351B2 (en) Analyzing borehole seismic data to locate subsurface diffractors
EA037851B1 (ru) Способ сейсмической съемки
US20100223012A1 (en) Method for Determination of Diffractor Locations at Sea Bottom for the Purpose of Attenuating Such Energy
WO1997033184A1 (en) Method for geophysical processing and interpretation using seismic trace difference for analysis and display
CA2334011A1 (en) Seismic data interpretation method
CA2455810C (en) System for information extraction from geologic time volumes
US6249746B1 (en) Automated seismic isochron analysis
US6662111B2 (en) Method for analyzing reflection curvature in seismic data volumes
RU2187130C2 (ru) Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых
MXPA97010022A (en) Method and apparatus for processing and exploring sismi signals
US20140330523A1 (en) Method of enhancing flat spots in three-dimensional seismic interpretation

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20110103