RU2282877C2 - Способ корректировки сейсмических данных при морской сейсмической разведке - Google Patents

Способ корректировки сейсмических данных при морской сейсмической разведке Download PDF

Info

Publication number
RU2282877C2
RU2282877C2 RU2003129650/28A RU2003129650A RU2282877C2 RU 2282877 C2 RU2282877 C2 RU 2282877C2 RU 2003129650/28 A RU2003129650/28 A RU 2003129650/28A RU 2003129650 A RU2003129650 A RU 2003129650A RU 2282877 C2 RU2282877 C2 RU 2282877C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
seismic
time
acoustic
receiver
reflection
Prior art date
Application number
RU2003129650/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2003129650A (ru
Inventor
Ян ДОУМА (US)
Ян ДОУМА
Вилль м Х. ДРАГОСЕТ (US)
Вилльям Х. ДРАГОСЕТ
Original Assignee
Вестернджеко, Л.Л.С.
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 Вестернджеко, Л.Л.С. filed Critical Вестернджеко, Л.Л.С.
Publication of RU2003129650A publication Critical patent/RU2003129650A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2282877C2 publication Critical patent/RU2282877C2/ru

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
    • G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
    • G01V1/362—Effecting static or dynamic corrections; Stacking
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/52—Move-out correction
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/53—Statics correction, e.g. weathering layer or transformation to a datum
    • G01V2210/532—Dynamic changes in statics, e.g. sea waves or tidal influences

Abstract

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано при корректировке сейсмических данных при морской сейсмической разведке. Заявленный способ, в котором по меньшей мере один приемник (14) буксируют позади движущегося сейсморазведочного судна (10), включает в себя возбуждение акустической интенсивной волны на сейсмическом источнике (16) и регистрацию времени t2 вступления отражения акустической интенсивной волны на одном приемнике. Определяют удаление х между источником и одним приемником. Кроме того, оценивают скорость V нормального приращения времени для акустической энергии и скорость VB сейсморазведочного судна. Затем определяют скорректированное время t1 вступления отражения акустической интенсивной волны путем введения поправки времени в зарегистрированное время t2 вступления отражения. Поправка времени является функцией удаления х, скорости V нормального приращения времени и скорости VB сейсморазведочного судна. Способ может быть применен к большому количеству приемников независимо от того, расположены ли приемники в системе сбора данных с отдельными датчиками или жестко соединены для образования группы приемников. Технический результат: повышение точности получаемых результатов. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.

Description

В основном настоящее изобретение относится к сбору морских сейсмических данных, а в частности к компенсации движения сейсмического приемника во время сбора таких данных.
Сейсмическую разведку используют для определения подземной геологии и тем самым для повышения вероятности успешного бурения подземной формации, которая содержит извлекаемые углеводороды. Разведка может проводиться на суше или на море и обычно включает в себя возбуждение сейсмической волны путем взрыва, удара или вибрации, создаваемых возле поверхности сейсмическим источником. Карту структуры подземной формации составляют путем измерения временных интервалов, необходимых для возвращения сейсмической волны к большому количеству приемников на поверхности после отражения от поверхностей раздела между разными подземными формациями, также известными в качестве слоев осадочных пород, имеющих различные физические свойства. Изменения времени вступления отраженной волны от одного приемника к другому на поверхности обычно указывают на структурные особенности пластов под приемниками.
После ухода сейсмических интенсивных волн от сейсмического источника волны становятся независимыми от источника и зависят только от среды, через которую проходят волны. Эта среда является действительно стационарной при проведении сейсмической разведки на суше или на море. Поэтому сейсмические интенсивные волны, возбуждаемые при морской разведке, распространяются через стационарную среду и затем регистрируются с помощью движущихся приемников. Это приводит к искажению зарегистрированных сейсмических данных. Искажение можно пояснить на примере рассмотрения шланговой сейсмоприемной косы, содержащей сейсмические приемники позади морского судна, движущегося со скоростью 2,25 м/с. Отражение сейсмической волны, приходящее через 4 с после «взрыва», созданного сейсмическим источником, будет зарегистрировано сейсмическими приемниками, которые переместились на расстояние 9 м от места, в котором они находились в момент взрыва. Поскольку номинальным местом приемника является место, в котором он находился в момент взрыва, то движением приемника создается ошибка в удалении, составляющая 9 м, и ошибка в средней точке, составляющая 4,5 м.
Долгое время движение источника рассматривается как создающее проблему доплеровского сдвига сигнала морского излучателя, но обычно считается, что им можно пренебрегать в случае таких импульсных источников, как воздушные пушки. Однако в настоящее время осознается, что эффектами движения приемника нельзя пренебрегать. Независимо от движения источника движение приемника является особенно значимым в случае сбора трехмерных и четырехмерных данных.
На решение этой проблемы направлена основная задача настоящего изобретения, заключающаяся в получении инвариантной ко времени статической поправки для компенсации эффектов движения приемника при морской сейсмической разведке.
Дополнительной задачей является получение поправки, зависящей от удаления.
Задачи, описанные выше, а также различные другие задачи решаются, а преимущества достигаются способом компенсации движения сейсмического приемника при морской сейсмической разведке, в котором по меньшей мере один приемник буксируют позади сейсморазведочного судна. Способ включает в себя возбуждение акустической интенсивной волны на сейсмическом источнике и регистрацию времени t2 вступления отражения акустической интенсивной волны на одном приемнике. Определяют удаление x между источником и одним приемником. Также определяют скорость V нормального приращения времени для одного приемника относительно источника и скорость VB сейсморазведочного судна. Затем определяют скорректированное время t1 вступления отражения акустической интенсивной волны путем введения поправки в зарегистрированное время t2 вступления отражения. Поправка времени является функцией удаления x, скорости V нормального приращения времени и скорости VB сейсморазведочного судна.
В частном варианте осуществления настоящего изобретения один приемник буксируют посредством сейсморазведочного судна к источнику, а скорректированное время t1 вступления отражения определяют в соответствии с уравнением: t1=t2+x(VB/V2).
В другом варианте осуществления настоящего изобретения один приемник буксируют посредством сейсморазведочного судна от источника, а скорректированное время t1 вступления отражения определяют в соответствии с уравнением: t1=t2-x(VB/V2).
В типичном случае применения настоящего изобретения источник представляет собой воздушную пушку или группу воздушных пушек, а один приемник представляет собой гидрофон.
Способ применим к случаю большого количества приемников независимо от того, расположены ли приемники в системе сбора данных с отдельными датчиками или жестко соединены для образования групп приемников.
Способ, которым достигаются изложенные выше особенности и преимущества и решаются задачи настоящего изобретения, может быть понят с большей ясностью при обращении к его предпочтительному варианту (предпочтительным вариантам) осуществления, которые иллюстрируются сопровождающими чертежами.
Однако следует отметить, что приложенные чертежи только поясняют типичный вариант (варианты) осуществления настоящего изобретения и поэтому не могут рассматриваться как ограничивающие его объем, при этом для изобретения можно допустить наличие других, равным образом эффективных вариантов осуществления.
На чертежах:
Фиг.1 - иллюстрация сейсморазведочного судна, буксирующего шланговую сейсмоприемную косу, предназначенную для сбора морских сейсмических данных;
Фиг.2 - иллюстрация шланговой сейсмоприемной косы из фиг.1 с вырезом одной четверти для показа расположенных внутри гидрофонов;
Фиг.3 - иллюстрация перемещения гидрофонов из фиг.2 с течением времени по мере сбора сейсмических данных;
Фиг.4 - упрощенная модель, которая дополнительно иллюстрирует проблему движения сейсмического приемника с течением времени;
Фиг.5 - модель из фиг.4, более детализированная;
Фиг.6 - иллюстрация примера коррекции сейсмических данных в результате применения настоящего изобретения;
Фиг.7 - иллюстрация примера коррекции сейсмических данных при использовании скорости суммирования, которая является слишком высокой;
Фиг.8 - выборка трасс из сейсмических данных, иллюстрирующая ошибки в моментах регистрации трасс; и
Фиг.9 - те же данные, что и на фиг.8, после коррекции данных в результате применения настоящего изобретения.
На фиг.1 и 2 показаны типичные технические средства, предназначенные для проведения сейсмической разведки на море. Импульсный пневматический источник 16 сейсмических сигналов в виде воздушных пушек буксируют позади сейсморазведочного судна 10 с целью возбуждения импульсов акустической энергии, которые проходят через толщу морской воды и подводные формации до того, как отражаются слоями осадочных пород под дном моря. Приемники 18, называемые гидрофонами, также буксируют позади судна 10 в шланговой сейсмоприемной косе 12, предназначенной для получения информации об отраженных волнах.
Гидрофоны соединены посредством линии передачи (непоказанной) с выносным регистрирующим устройством, расположенным на борту сейсморазведочного судна (также называемого в этом описании просто судном). В этом варианте осуществления соседние гидрофоны не соединены для образования групп, в каждой из которых формируется один выходной сигнал. Вместо этого сейсмические данные, выделенные каждым из гидрофонов 18, индивидуально преобразуются в цифровую форму и представляются для последующей обработки, предпочтительно в соответствии со способом обработки, запатентованным заявителем и названным "Q-Marine". Эти гидрофоны 18 равномерно разнесены по длине рабочей секции шланговой сейсмоприемной косы 12 и имеют средний интервал пространственного разноса около 3,125 м. Хотя предложенный способ выгодно использовать в сочетании с системой сбора данных этого типа, иногда называемой системой сбора данных с отдельными датчиками, для способа необязательно использовать такую систему. Способ также может быть использован с обычными жестко соединенными группами сейсмических датчиков.
Шланговую сейсмоприемную косу 12 прикрепляют к судну 10 посредством ведущего троса, который прикрепляют к кабельной вьюшке, расположенной на борту судна. Хвостовой буй 14 прикрепляют к дистальному концу сейсмоприемной косы длинным отрезком каната или аналогичного изделия. Когда шланговую сейсмоприемную косу буксируют по акватории, воздушные пушки 16 срабатывают и тем самым генерируют акустическую энергию, которая проходит через слой воды и геологические формации под дном моря. На различных отражающих точках или плоскостях часть акустической энергии отражается обратно к поверхности. Гидрофоны 18 в шланговой сейсмоприемной косе 12 принимают прямое волновое поле и любое отраженное или преломленное волновое поле, пересекающее сейсмоприемную косу.
На фиг.3 показано, каким образом гидрофоны из фиг.2 перемещаются с течением времени при сборе сейсмических данных и тем самым поясняется проблема, связанная с движением сейсмического приемника. Когда морскую шланговую сейсмоприемную косу 12 буксируют, гидрофоны 18 используют для сбора сейсмических данных в цифровой форме. Фиксированное реперное место 20 соответствует конкретному месту X, Y на земной поверхности. При рассмотрении начального положения 22 шланговой сейсмоприемной косы видно, что в начале регистрации трассы сейсмических данных один конкретный сейсмический датчик, в этом случае пятый гидрофон слева, случайно оказался расположенным на фиксированном реперном месте 20. Из рассмотрения последующего положения 24 сейсмоприемной косы видно, что спустя долю секунды (в данном случае через 0,1 с после момента времени, соответствующего начальному положению 22 сейсмоприемной косы) пятый гидрофон перемещается несколько влево от фиксированного реперного места. Этот гидрофон продолжает перемещаться в этом направлении до тех пор, пока точка, в которой находится шестой гидрофон слева, теперь не расположится на фиксированном основном месте 20 (в момент времени через 1,0 с после момента времени, соответствующего начальному положению 22 сейсмоприемной косы). Это показано на фиг.3 конечным положением 26 шланговой сейсмоприемной косы. Поскольку трасса сейсмических данных обычно имеет длину несколько секунд, то при регистрации одной серии трасс сейсмических данных несколько гидрофонов или групп гидрофонов могут располагаться в любом конкретном фиксированном основном месте (конечно, в различные моменты времени), в то время как набор сигналов трассы сейсмических данных собираются.
Электронной аппаратурой для сбора сейсмических данных (либо в море, либо на борту сейсморазведочного судна 10) будет осуществляться сбор сейсмических данных в цифровой форме с каждого из гидрофонов 18 (или с каждой группы гидрофонов), но, как рассматривалось выше, эти сейсмические данные будут соответствовать перемещающимся точкам расположения приемников. В случае варианта осуществления с отдельными датчиками, показанного на фиг.2 и 3, точками расположения приемников будут места нахождения самих гидрофонов 18. При использовании жестко соединенных групп гидрофонов 18 точками расположения приемников будут места нахождения центров групп гидрофонов.
На фиг.4 проблема дополнительно поясняется при использовании модели, которая для простоты содержит только одну горизонтальную отражающую плоскость и среду с постоянной скоростью. Источник 16 и гидрофон 18 движутся с постоянной скоростью в одном и том же направлении (на чертеже влево). Источник 16 создает относительно короткий импульсный волновой пакет, типичный для воздушной пушки. Движением источника 16 можно пренебречь, во всяком случае в первом приближении. Гидрофон 18 перемещается на небольшое расстояние влево в то время, как импульс проходит от источника 16, отражается от отражающей плоскости и поступает на гидрофон. Сплошная линия описывает траекторию отражения луча от источника 16 по пути к гидрофону 18, которая зарегистрировалась бы, если бы гидрофон был неподвижным во время цикла регистрации. Пунктирная линия описывает траекторию отражения луча от источника по пути к движущемуся гидрофону при регистрации отражения. Эти события различаются двумя моментами: во-первых, разными положениями общей средней точки; и во-вторых, разными временами вступления из-за различных удалений. Разность удалений обозначена как Δx. Значение обоих эффектов возрастает по мере повышения скорости сейсморазведочного судна 10 (то есть судна) и (в этой простой модели) по мере увеличения продолжительности регистрации. Это происходит потому, что
Figure 00000002
где Δx - расстояние, на которое переместился приемник;
VB - скорость судна;
t - время вступления отраженной волны.
При типовой обработке морских сейсмических данных ни на один из этих эффектов (различные положения общей средней точки, различные времена вступления) точные поправки не вносятся.
Пунктирная линия на фиг.4 описывает траекторию луча для отражения, которое включает в себя эффект движения приемника, и для меньшего удаления, чем в стационарном случае (сплошная линия). Различие между действительным удалением и номинальным удалением означает, что движение судна обуславливает более раннее вступление сейсмической энергии по сравнению со случаем, когда источник и приемник являются неподвижными.
Предположим, что зарегистрированная отраженная волна на фиг.4 имеет действительное (стационарное) время t1 вступления, а отраженная волна регистрируется в момент времени t2. Поправку первого приближения получают, принимая t2 приблизительно равным t1. Поскольку значение Δx мало по сравнению с суммарным удалением x, то полная поправка может быть представлена как:
Figure 00000003
На фигуре 5 показан окончательный вид приемника из фиг.4. Параллельные пунктирные линию очерчивают волновой фронт отраженной волны, поступающей на приемник по траектории, находящейся под углом θ по отношению к вертикали. Результат получен в приближении, заключающемся в том, что на протяжении расстояния Δx любой кривизной волнового фронта отраженной волны можно пренебречь. Поэтому разность длины лучей для неподвижного и движущегося приемников равна:
Figure 00000004
где Δr - разность длины пути лучей;
VW - скорость звука в воде.
Далее, комбинируя уравнения (1) и (3), используя соотношение sinθ=Δr/Δx и решение для Δt, получим результат:
Figure 00000005
Теперь примем во внимание бесконечно малое изменение горизонтальной координаты, dx, с сопутствующим бесконечно малым изменением временем пробега, dt. Эти величины связаны с ориентацией волнового фронта уравнением:
Figure 00000006
Производная в уравнении (5) может быть вычислена из уравнения нормального приращения времени,
Figure 00000007
в следующем виде:
Figure 00000008
где V - скорость нормального приращения времени;
t0 - время вступления при нулевом удалении.
Подстановка уравнений (7), (5) и (4) в уравнение (2) дает:
Figure 00000009
Это приводит к:
Figure 00000010
Уравнение (9) представляет собой поправку времени, которая может быть использована в каждой трассе, зарегистрированной в случае приемников, движущихся в направлении источника. Эта поправка времени, которая зависит только от удаления, скорости судна и скорости нормального приращения времени, может последовательно использоваться от трассы к трассе. Заметим, что поправка возрастает по мере увеличения удаления или скорости судна, но уменьшается по мере того, как повышается скорость нормального приращения времени.
Таким образом, зарегистрированные сейсмические данные могут быть преобразованы из сейсмических данных в цифровой форме, относящихся к движущейся точке расположения приемника, в сейсмические данные в цифровой форме, относящиеся к неподвижной точке расположения приемника, путем использования вариантной ко времени и зависящей от удаления статической поправки согласно уравнению (9). Когда приемники буксируют посредством сейсморазведочного судна к источнику, скорректированное время t1 вступления отраженной волны определяют в соответствии с уравнением:
Figure 00000011
Когда приемники буксируют посредством сейсморазведочного судна от источника, скорректированное время t1 вступления отраженной волны определяют в соответствии с уравнением:
Figure 00000012
Теперь будут приведены примеры данных с использованием обладающих признаками изобретения поправок согласно уравнениям (9), (10) и (11). В первом примере время пробега до дна моря и обратно составляет 2,5 с. Приемники движутся в направлении источника, а скорость сейсморазведочного судна равна 2,25 м/с (4,4 узла). На фиг.6 показаны время вступления волны, отраженной от морского дна, после поправки за нормальное приращение времени на основании корректного значения скорости (пунктирная линия) и те же самые данные после компенсации движения приемника согласно настоящему изобретению и поправки за нормальное приращение времени (сплошная линия). Последние данные полностью выровнены для всех удалений.
На фиг.7 показано время вступления волны, отраженной от морского дна, после точной поправки за нормальное приращение времени (пунктирная линия) и после поправки за нормальное приращение времени при использовании слишком высокой скорости суммирования. В этом примере, в котором настоящее изобретение не применялось, использование скорости суммирования, которая выше требуемой примерно на 2%, в значительной степени компенсирует движение приемника. Путем выбора более высокой скорости по сравнению с корректной скоростью влияние движения приемника может быть до некоторой степени компенсировано, но вариантная к удалению статика от -1 до +1 мс останется.
На фиг.8 показана одна выборка трасс из сейсмических данных, которые были собраны с помощью двух источников на сейсморазведочном судне и двух источников на отдельном производящем взрывы судне, расположенном примерно на расстоянии длины сейсмоприемной косы позади конца сейсмоприемной косы. Времена вступлений волны, отраженной от морского дна, для трасс от передних источников (при самых небольших удалениях) являются ранними, тогда как времена для трасс, которые инициированы задними источниками, являются поздними. На фиг.9 показаны те же самые данные после применения компенсации движения приемников согласно настоящему изобретению.
Для специалистов в области техники, к которой относится изобретение, должно быть понятно, что настоящее изобретение является относительно простым в применении и обладает преимуществом, заключающимся в том, что предварительно суммированные данные после поправки за нормальное приращение времени могут быть выровнены. Дополнительное преимущество заключается в том, что коррекция в соответствии с обладающим признаками изобретения способом может быть отложена до последней стадии обработки зарегистрированных сейсмических данных, например до стадии получения скоростей суммирования на более крупной масштабной сетке, в результате чего повышается точность компенсации движения приемников.
Должно быть понятно, что способ настоящего изобретения описан здесь в предположении, что приемники и источник движутся по существу в одной вертикальной плоскости. В случае трехмерной конфигурации, например в которой допускается возможность сноса шланговой сейсмоприемной косы боковым течением, величина движения приемника должна быть умножена на косинус угла между направлением плавания и направлением от приемника к источнику.
С учетом представленного выше очевидно, что настоящее изобретение хорошо приспособлено для решения всех задач и достижения всех особенностей, изложенных выше, как и других задач и особенностей, которые присущи устройству, раскрытому в настоящем описании.
Как должны без труда понять специалисты в данной области техники, настоящее изобретение можно легко воспроизвести в других специфических формах без отступления от сущности или от существенных характеристик. Поэтому представленный вариант осуществления должен рассматриваться только как иллюстративный и не являющийся ограничивающим. Объем изобретения определяется формулой изобретения, а не предшествующим описанием, и, следовательно, все изменения, которые находятся в рамках смысла и сферы эквивалентности формулы изобретения, предполагаются включенными в настоящее описание.

Claims (8)

1. Способ корректировки сейсмических данных при морской сейсмической разведке, в котором по меньшей мере один приемник буксируют позади сейсморазведочного судна, при котором осуществляют возбуждение акустической интенсивной волны на сейсмическом источнике, регистрацию времени t2 вступления отражения акустической интенсивной волны на одном приемнике, определение удаления х между источником и одним приемником, оценку скорости V нормального приращения времени для акустической энергии, определение скорости VB сейсморазведочного судна и определение скорректированного времени t1 вступления отражения акустической интенсивной волны путем введения поправки времени в зарегистрированное время t2 вступления отражения, при этом поправка времени является функцией удаления х, скорости V нормального приращения времени и скорости VB сейсморазведочного судна.
2. Способ по п.1, в котором один приемник буксируют посредством сейсморазведочного судна к источнику, а скорректированное время t1 вступления отражения определяют в соответствии с уравнением t1=t2+х(VB/V2).
3. Способ по п.1, в котором один приемник буксируют посредством сейсморазведочного судна от источника, а скорректированное время t1 вступления отражения определяют в соответствии с уравнением
t1=t2-x(VB/V2).
4. Способ по п.1, в котором источник представляет собой воздушную пушку.
5. Способ по п.1, в котором один приемник представляет собой гидрофон.
6. Способ корректировки сейсмических данных при морской сейсмической разведке, в котором большое количество приемников буксируют позади сейсморазведочного судна, при котором осуществляют возбуждение акустической интенсивной волны на сейсмическом источнике, регистрацию времени t2 вступления отражения акустической интенсивной волны на каждом из приемников, определение удаления х между источником и каждым приемником, оценку скорости V нормального приращения времени для акустической энергии, определение скорости VВ сейсморазведочного судна и определение скорректированного времени t1 вступления отражения акустической интенсивной волны для каждого приемника путем введения поправки времени в зарегистрированное время t2 вступления отражения, при этом поправка времени является функцией удаления х, скорости V нормального приращения времени и скорости VB сейсморазведочного судна.
7. Способ по п.6, в котором приемники располагают в системе сбора данных с отдельными датчиками.
8. Способ корректировки сейсмических данных при морской сейсмической разведке, в котором большое количество приемников буксируют позади сейсморазведочного судна, при этом приемники жестко соединены для образования групп приемников, при котором осуществляют возбуждение акустической интенсивной волны на сейсмическом источнике, определение времени t2 вступления отражения акустической интенсивной волны в центре каждой группы приемников, определение удаления х между источником и центром каждой группы приемников, оценку скорости V нормального приращения времени для акустической энергии, определение скорости VB сейсморазведочного судна и определение скорректированного времени t1 вступления отражения акустической интенсивной волны для центра каждой группы приемников путем введения поправки времени в зарегистрированное время t2 вступления отражения, при этом поправка времени является функцией удаления х, скорости V нормального приращения времени и скорости VB сейсморазведочного судна.
RU2003129650/28A 2001-03-07 2002-02-28 Способ корректировки сейсмических данных при морской сейсмической разведке RU2282877C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/801,377 US6480440B2 (en) 2001-03-07 2001-03-07 Seismic receiver motion compensation
US09/801,377 2001-03-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2003129650A RU2003129650A (ru) 2005-02-10
RU2282877C2 true RU2282877C2 (ru) 2006-08-27

Family

ID=25180938

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2003129650/28A RU2282877C2 (ru) 2001-03-07 2002-02-28 Способ корректировки сейсмических данных при морской сейсмической разведке

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6480440B2 (ru)
EP (1) EP1366377B1 (ru)
CN (1) CN1325938C (ru)
AT (1) ATE485531T1 (ru)
AU (1) AU2002258429B2 (ru)
NO (1) NO333037B1 (ru)
RU (1) RU2282877C2 (ru)
WO (1) WO2002073242A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA021738B1 (ru) * 2010-08-05 2015-08-31 Пгс Геофизикал Ас Способ определения волнового поля, свободного от ложных отраженных сигналов, излучаемого морским сейсмоисточником (варианты)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6898148B2 (en) * 2003-03-26 2005-05-24 Westerngeco, L.L.C. Multi-step receiver-motion compensation
US7505360B2 (en) * 2004-04-07 2009-03-17 Westerngeco L.L.C. Fast 3-D surface multiple prediction
US7031223B2 (en) * 2004-04-30 2006-04-18 Pgs Americas, Inc. Method for correcting seismic data for receiver movement during data acquisition
DE502005001724D1 (de) 2005-01-19 2007-11-29 Fuchs Kg Otto Abschreckunempfindliche Aluminiumlegierung sowie Verfahren zum Herstellen eines Halbzeuges aus dieser Legierung
US8931335B2 (en) * 2006-04-07 2015-01-13 Baker Hughes Incorporation Processing of multi-component induction data in the presence of borehole abnormalities
US7499374B2 (en) * 2006-12-14 2009-03-03 Westerngeco L.L.C. Determining acceptability of sensor locations used to perform a seismic survey
CA2695137A1 (en) * 2007-08-28 2009-03-05 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Monitoring a region of interest in a subsurface formation
CN101482614A (zh) * 2008-01-07 2009-07-15 格库技术有限公司 声音传播速度建模方法、装置和系统
US7675812B2 (en) * 2008-06-30 2010-03-09 Pgs Geophysical As Method for attenuation of multiple reflections in seismic data
US9213119B2 (en) * 2008-10-29 2015-12-15 Conocophillips Company Marine seismic acquisition
GB2471456B (en) * 2009-06-29 2012-06-20 Geco Technology Bv Interpolation and/or extrapolation of seismic data
US8582395B2 (en) * 2010-11-04 2013-11-12 Westerngeco L.L.C. Marine vibroseis motion correction
US10247822B2 (en) 2013-03-14 2019-04-02 Navico Holding As Sonar transducer assembly
US11209543B2 (en) 2015-01-15 2021-12-28 Navico Holding As Sonar transducer having electromagnetic shielding
US10597130B2 (en) 2015-01-15 2020-03-24 Navico Holding As Trolling motor with a transducer array
US9784832B2 (en) 2015-03-05 2017-10-10 Navico Holding As Systems and associated methods for producing a 3D sonar image
MX2018006085A (es) * 2015-11-17 2018-11-09 Fairfield Ind Inc Automatizacion de cubierta posterior.
US10719077B2 (en) 2016-10-13 2020-07-21 Navico Holding As Castable sonar devices and operations in a marine environment
CN110967758B (zh) * 2018-09-30 2022-03-08 中国石油化工股份有限公司 地震采集激发点空间位置检测方法及系统
CN111751881A (zh) * 2019-03-29 2020-10-09 中国石油天然气集团有限公司 一种海上采集地震数据旅行时的校正方法、装置及系统
CN111680384B (zh) * 2020-03-21 2024-03-22 西安现代控制技术研究所 拖曳式二次起爆云爆弹拖缆释放长度计算方法

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4759636A (en) * 1985-12-16 1988-07-26 Amoco Corporation Method and system for real-time processing of seismic data
GB8900037D0 (en) 1989-01-03 1989-03-01 Geco As Marine seismic data conditioning
US6049507A (en) * 1997-09-30 2000-04-11 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for correcting effects of ship motion in marine seismology measurements

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA021738B1 (ru) * 2010-08-05 2015-08-31 Пгс Геофизикал Ас Способ определения волнового поля, свободного от ложных отраженных сигналов, излучаемого морским сейсмоисточником (варианты)
US10838095B2 (en) 2010-08-05 2020-11-17 Pgs Geophysical As Wavefield deghosting of seismic data recorded using multiple seismic sources at different water depths

Also Published As

Publication number Publication date
WO2002073242A1 (en) 2002-09-19
NO20033948L (no) 2003-10-23
ATE485531T1 (de) 2010-11-15
US20020126576A1 (en) 2002-09-12
EP1366377A1 (en) 2003-12-03
NO20033948D0 (no) 2003-09-05
CN1325938C (zh) 2007-07-11
NO333037B1 (no) 2013-02-18
RU2003129650A (ru) 2005-02-10
US6480440B2 (en) 2002-11-12
AU2002258429B2 (en) 2005-10-20
EP1366377B1 (en) 2010-10-20
CN1748155A (zh) 2006-03-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2282877C2 (ru) Способ корректировки сейсмических данных при морской сейсмической разведке
US7616523B1 (en) Method for combining pressure and motion seismic signals from streamers where sensors are not at a common depth
US5524100A (en) Method for deriving water bottom reflectivity in dual sensor seismic surveys
US4693336A (en) Underwater seismic testing
US6704244B1 (en) Method for acquiring and processing seismic survey data using ocean bottom cables and streamers
AU2009230788B2 (en) Method of wavefield extrapolation for single-station, dual-sensor towed streamer signals
US6256589B1 (en) Method for the measurement of multidirectional far-field source signatures from seismic surveys
US8174926B2 (en) Method for wavefield separation for dual-sensor data using kirchhoff-type datuming and migration
US9310503B2 (en) Methods to process seismic data contaminated by coherent energy radiated from more than one source
US5128904A (en) Method for estimating the location of a sensor relative to a seismic energy source
US7957221B2 (en) Method for optimum combination of pressure and particle motion sensors for a 3-D spread of dual-sensor marine seismic streamers
US8811113B2 (en) Method of summing dual-sensor towed streamer signals using seismic reflection velocities
JPH0374349B2 (ru)
US4953140A (en) Method of subterranean mapping
US5991238A (en) Weighted backus filter method of combining dual sensor traces
AU2002258429A1 (en) Seismic receiver motion compensation
US5963507A (en) Method for improving the accuracy of ocean bottom reflectivity estimations using the inverse backus filter
US9759828B2 (en) Determining a streamer position
US4581724A (en) Method for determining source and receiver statics in marine seismic exploration
AU2010219278A1 (en) Method for combining signals of pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers
US4415997A (en) Method for determining source and receiver statics in marine seismic exploration
Ziolkowski et al. Marine seismic sources: QC of wavefield computation from near‐field pressure measurements [Link]
US6188963B1 (en) Method and system for deriving receiver separation and depth dual phone seismic surveys
O'brien Aspects of seismic reflection prospecting for oil and gas

Legal Events

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

Effective date: 20130301