RU2767478C1 - Method for comparative calibration of infrasound seismic modules - Google Patents

Method for comparative calibration of infrasound seismic modules Download PDF

Info

Publication number
RU2767478C1
RU2767478C1 RU2021102026A RU2021102026A RU2767478C1 RU 2767478 C1 RU2767478 C1 RU 2767478C1 RU 2021102026 A RU2021102026 A RU 2021102026A RU 2021102026 A RU2021102026 A RU 2021102026A RU 2767478 C1 RU2767478 C1 RU 2767478C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
seismic
determined
modules
signals
seismic modules
Prior art date
Application number
RU2021102026A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Юрий Владимирович Сиротинский
Михаил Анатольевич АБАТУРОВ
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина Российской академии наук (ИФХЭ РАН)
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 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина Российской академии наук (ИФХЭ РАН) filed Critical Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физической химии и электрохимии им. А.Н. Фрумкина Российской академии наук (ИФХЭ РАН)
Priority to RU2021102026A priority Critical patent/RU2767478C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2767478C1 publication Critical patent/RU2767478C1/en

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V13/00—Manufacturing, calibrating, cleaning, or repairing instruments or devices covered by groups G01V1/00 – G01V11/00

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the field of prospecting and exploration for oil and gas. Essence: two identical seismic modules are installed on a solid pedestal with rigid fastening coaxially with each other. Synchronous recording of microseismic noise of the Earth is carried out for a long time, at least 20 minutes. The coefficient of mutual correlation of the components of the same name is determined as the ratio of two spectral characteristics of the recorded signals along each axis.
EFFECT: reduction of the calibration error of seismic modules in the implementation of infrasonic search technology in the classical version.
4 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области поисково-разведочных работ на нефть и газ. The invention relates to the field of exploration for oil and gas.

В последнее время весьма актуальным становится освоение районов побережья, транзитных зон и морского шельфа Арктики, где сосредоточены огромные запасы углеводородов. Задача проведения геологоразведочных работ сводится к повышению прогностической эффективности, которая должна обеспечить не только сокращение расходов на бурение дорогостоящих непродуктивных скважин, но и существенное снижение техногенной нагрузки, что позволит улучшить экологическую обстановку окружающей среды. Главная задача при этом – возможность использования трёхкомпонентных инфразвуковых измерительных сейсмомодулей для регистрации весьма малых уровней микросейсмических шумов. Recently, the development of coastal areas, transit zones and the sea shelf of the Arctic, where huge hydrocarbon reserves are concentrated, has become very relevant. The task of carrying out exploration work is reduced to improving predictive efficiency, which should ensure not only a reduction in the cost of drilling expensive unproductive wells, but also a significant reduction in the technogenic load, which will improve the ecological situation of the environment. The main task in this case is the possibility of using three-component infrasonic measuring seismic modules for recording very low levels of microseismic noise.

Исследование микросейсмических шумовых процессов является перспективным направлением в геофизике. До недавнего времени возможности этих исследований ограничивались целым комплексом проблем обработки и интерпретации шумовых сигналов. Такие сигналы принципиально отличаются от обычных строго детерминированных сигналов и могут принимать любое произвольное значение из всего допустимого диапазона. Соответствующие статистические оценки также сопровождаются неприемлемо большим разбросом, сопоставимым с самим сигналом. В настоящее время как в России, так и за рубежом доминирующим геофизическим методом поисков и разведки нефти и газа является сейсморазведка, которая, используя «накачку» механической энергии в геосреду и регистрируя отражённые волны, картирует структуры, в которых может находиться залежь углеводородов. Однако «коэффициент успешности» при бурении поисковых скважин по прогнозам сейсморазведки не превышает 0,5, т.е. каждая вторая пробуренная скважина - непродуктивная. Сейсморазведочные работы оказывают также значительное техногенное воздействие на окружающую среду, что существенно ухудшает экологическую обстановку в районе проведения работ. Классическая сейсморазведка относится к категории прямых методов поиска нефтегазовых залежей (НГЗ).The study of microseismic noise processes is a promising direction in geophysics. Until recently, the possibilities of these studies were limited to a whole range of problems of processing and interpreting noise signals. Such signals are fundamentally different from ordinary strictly deterministic signals and can take any arbitrary value from the entire allowable range. The corresponding statistical estimates are also accompanied by an unacceptably large spread comparable to the signal itself. Currently, both in Russia and abroad, the dominant geophysical method of prospecting and exploration of oil and gas is seismic exploration, which, using the “pumping” of mechanical energy into the geoenvironment and registering reflected waves, maps structures that may contain a hydrocarbon deposit. However, the “success rate” for drilling exploratory wells according to seismic forecasts does not exceed 0.5, i.e. every second well drilled is unproductive. Seismic exploration also has a significant technogenic impact on the environment, which significantly worsens the ecological situation in the area of work. Classical seismic exploration belongs to the category of direct methods for searching for oil and gas deposits (OGZ).

В последнее время при поисково-разведочных работах на нефть и газ начинает весьма успешно использоваться инфразвуковая технология акустической низкочастотной разведки (технология АНЧАР), с помощью которой прогноз залежей углеводородов осуществляют в режиме длительного, не менее одного часа, синхронного «прослушивания» измерительными трёхкомпонентными сейсмомодулями глубинных зон геологической структуры и выделении в ней, посредством соответствующей программы, микросейсмических колебаний, обусловленных излучением НГЗ. При этом картируется не структура, в которой может находиться залежь углеводородов, а определяется точное место, где расположена НГЗ, находящаяся в этой структуре. Эта технология, в отличие от классической сейсморазведки, положила начало инфразвуковой микросейсмической разведке на нефть и газ, и успешно применяется при геологоразведочных работах (ГРР). Recently, in the exploration of oil and gas, the infrasonic technology of acoustic low-frequency exploration (ANCHAR technology) has begun to be very successfully used, with the help of which the forecast of hydrocarbon deposits is carried out in the mode of a long, at least one hour, synchronous "listening" by measuring three-component seismic modules of deep zones of the geological structure and the allocation in it, by means of an appropriate program, of microseismic vibrations caused by the radiation of NGZ. In this case, it is not the structure in which the hydrocarbon deposit can be located that is mapped, but the exact place where the oil-and-gas zone located in this structure is located is determined. This technology, in contrast to classical seismic exploration, laid the foundation for infrasonic microseismic exploration for oil and gas, and is successfully used in geological exploration (GE).

В частности, 22 марта 1997 г. было зарегистрировано Научное открытие (Диплом № 109) «Явление генерации инфразвуковых волн углеводородной залежью» Сформулировано представление о НГЗ как о глубинном источнике инфразвуковых шумов, характеризующим среду, в которой формируются и излучаются (генерируются) собственные инфразвуковые микросейсмические поля, характеризующие углеводородное вещество. Микросейсмический сигнал, излучаемый НГЗ, представляет собой узкополосный шум в виде колоколообразной аномалии в диапазоне частот 1,5-4,5 Гц. Технология АНЧАР обеспечивает увеличение существующего в настоящее время «коэффициента успешности» прогнозирования НГЗ, от значения 0,5 (при этом каждая вторая пробуренная скважина – непродуктивная) до значения 0,85 (при этом лишь каждая шестая пробуренная скважина – непродуктивная).In particular, on March 22, 1997, the Scientific discovery (Diploma No. 109) “The phenomenon of generation of infrasonic waves by a hydrocarbon deposit” was registered. fields characterizing hydrocarbon matter. The microseismic signal emitted by the NGZ is a narrow-band noise in the form of a bell-shaped anomaly in the frequency range of 1.5-4.5 Hz. The ANCHAR technology provides an increase in the currently existing "success rate" for forecasting oil and gas reserves, from the value of 0.5 (with every second drilled well being non-productive) to the value of 0.85 (with only every sixth drilled well being non-productive).

Следует отметить, что стоимость бурения одной скважины стоит около 15 млн долларов США.It should be noted that the cost of drilling one well costs about 15 million US dollars.

Назначение разработанного способа: обеспечить необходимую точность измерений микросейсмических шумов, в которых могут присутствовать шумы, обусловленные наличием НГЗ. При проведении указанных работ необходимо регулярно проводить сличительную калибровку непосредственно в полевых условиях. Важным фактором при этом является то, что полевые сейсморазведочные работы проводятся в условиях реального сейсмического шума в местах, удалённых от городов и промышленных центров [Е.М. Линьков. Сейсмические исследования 1987]. Основные трудности обусловлены повышенными требованиями к измерительной аппаратуре, которая должна непрерывно регистрировать длительные сложные шумовые сигналы малой интенсивности. При этом на первый план выходят проблемы обработки и интерпретации шумовых сигналов. Такие сигналы принципиально отличаются от обычных строго детерминированных сигналов и могут принимать любое произвольное значение из всего допустимого диапазона.The purpose of the developed method is to provide the necessary accuracy of measurements of microseismic noise, in which there may be noise due to the presence of NGZ. When carrying out these works, it is necessary to regularly carry out comparative calibration directly in the field. An important factor in this case is that field seismic surveys are carried out in conditions of real seismic noise in places remote from cities and industrial centers [E.M. Linkov. Seismic Research 1987]. The main difficulties are due to the increased requirements for measuring equipment, which must continuously record long-term complex low-intensity noise signals. At the same time, the problems of processing and interpreting noise signals come to the fore. Such signals are fundamentally different from ordinary strictly deterministic signals and can take any arbitrary value from the entire allowable range.

В качестве ближайшего аналога разработанного технического решения может быть использован RU, патент № 2537746 (опубл. 10.01.2015), характеризующий способ градуировки гидрофонов методом сличения. Способ градуировки гидрофонов методом сличения заключается в расположении градуируемого и эталонного гидрофонов в гидроакустическом бассейне на известных расстояниях ZГ и ZЭ от гидроакустического излучателя и облучении их тонально-импульсными входными сигналами, последующей регистрации выходных сигналов, при этом чувствительность M(t)Г градуируемого гидрофона определяется по формуле 

Figure 00000001
, причем в качестве тонально-импульсного сигнала используют однопериодный тонально-импульсный сигнал с гауссовой огибающей, где M(t)Э - чувствительность эталонного гидрофона на частоте f; S(t)Э, S(t)Г - спектральные коэффициенты дискретного преобразования Фурье на временном промежутке 0-Т выходных сигналов эталонного и градуируемого гидрофонов, Т - момент времени прихода первого отраженного сигнала от стенок бассейна или поверхности воды; ZГ, ZЭ - расстояния между акустическими центрами излучателя и градуируемого и эталонного гидрофонов соответственно.As the closest analogue of the developed technical solution, RU patent No. 2537746 (publ. 10.01.2015) can be used, which characterizes the method of grading hydrophones by comparison. The method for calibrating hydrophones by the comparison method consists in locating the calibrated and reference hydrophones in the hydroacoustic basin at known distances Z G and Z E from the hydroacoustic emitter and irradiating them with tone-pulse input signals, followed by recording the output signals, while the sensitivity M(t) Г of the calibrated hydrophone is determined by the formula
Figure 00000001
, and as a tone-pulse signal using a single-period tone-pulse signal with a Gaussian envelope, where M(t) E - the sensitivity of the reference hydrophone at frequency f; S(t) E , S(t) G - spectral coefficients of the discrete Fourier transform on the time interval 0-T output signals of the reference and calibrated hydrophones, T - the moment of arrival of the first reflected signal from the walls of the pool or the water surface; Z G , Z E - the distance between the acoustic centers of the emitter and calibrated and reference hydrophones, respectively.

Недостатком ближайшего аналога являются погрешности градуировки, связанные с наличием отражений тонально-импульсного сигнала, подаваемого с излучателя на гидрофон, от элементов конструкции корпуса гидрофона, обтекателя и креплений, а также от поверхности воды и стенок бассейна. The disadvantage of the closest analogue is the calibration errors associated with the presence of reflections of the tone-pulse signal supplied from the emitter to the hydrophone, from structural elements of the hydrophone body, fairing and fixtures, as well as from the water surface and pool walls.

Идеология известного технического решения аналогична идеологии разработанного способа. При этом недостаток, присущий ближайшему аналогу, отсутствует при решении вопроса в предлагаемой заявке.The ideology of the known technical solution is similar to the ideology of the developed method. At the same time, the disadvantage inherent in the closest analogue is absent when resolving the issue in the proposed application.

Техническая проблема, решаемая с использованием разработанного способа, состоит в усовершенствовании способа поиска залежей углеводородов с использованием инфразвуковой технологии.The technical problem solved using the developed method is to improve the method of searching for hydrocarbon deposits using infrasonic technology.

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в уменьшении погрешности калибровки сейсмомодулей при реализации инфразвуковой технологии поиска в классическом варианте (см. anchar.ru).The technical result achieved by implementing the developed method is to reduce the calibration error of seismic modules when implementing infrasonic search technology in the classic version (see anchar.ru).

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ сличительной калибровки инфразвуковых сейсмомодулей. Согласно разработанному способу на твердый постамент устанавливают с жестким закреплением два одинаковых сейсмомодуля соосно друг с другом, проводят длительно синхронную запись микросейсмического шума Земли, определяют спектральные характеристики зарегистрированных сигналов по каждой оси, определяют коэффициент взаимной корреляции одноимённых компонент как отношение двух спектральные характеристики зарегистрированных сигналов по каждой оси.To achieve this technical result, it is proposed to use the developed method for comparative calibration of infrasonic seismic modules. According to the developed method, two identical seismic modules are rigidly fixed coaxially to each other on a solid pedestal, a long-term synchronous recording of the Earth's microseismic noise is performed, the spectral characteristics of the recorded signals are determined along each axis, the mutual correlation coefficient of the same-named components is determined as the ratio of two spectral characteristics of the registered signals for each axes.

Предпочтительно длительность регистрации микросейсмического шума составляет не менее 20 мин.Preferably, the duration of registration of microseismic noise is at least 20 minutes.

В некоторых вариантах реализации способа производят определение автокорреляционных спектров зарегистрированных сигналов. In some embodiments of the method, the autocorrelation spectra of the recorded signals are determined.

В других вариантах реализации способа производят определение взаимокорреляционных спектров зарегистрированных сигналов.In other embodiments of the method, the intercorrelation spectra of the registered signals are determined.

Не исключен вариант реализации, когда определяют зависимость отношения двух спектральных плотностей сигналов от частоты.The implementation option is not excluded, when the dependence of the ratio of two spectral densities of signals on frequency is determined.

На Фиг. 1-3 приведены результаты сличительной калибровки двух сейсмомодулей, произведённой на сейсмостанции «Михнево», при этом на фиг. 1 приведен фрагмент осциллограммы одной из пар одноимённых компонент; на фиг. 2 – амплитудно-частотная характеристика зарегистрированного сигнала; на фиг. 3 – коэффициент корреляции этой пары.On FIG. 1-3 shows the results of the comparative calibration of two seismic modules, produced at the seismic station "Mikhnevo", while in Fig. 1 shows a fragment of the oscillogram of one of the pairs of components with the same name; in fig. 2 – amplitude-frequency characteristic of the registered signal; in fig. 3 is the correlation coefficient of this pair.

Проведенная сличительная калибровка показала, что корреляция одноимённых компонент сейсмомодулей составляет значение не ниже 0,88.The comparative calibration carried out showed that the correlation of the same-named components of seismic modules is not lower than 0.88.

Работы по технологии АНЧАР проводят с использованием портативного компьютера, с разработанной программой, позволяющей осуществлять сличительную калибровку каждой пары одноимённых компонент. Works on the ANCHAR technology are carried out using a portable computer with a developed program that allows for comparative calibration of each pair of components of the same name.

Жёсткое закрепление сейсмомодулей на постаменте позволят считать, что ускорения, испытуемые обоими сейсмомодулями, одинаковые и совпадают с ускорением постамента. Rigid fastening of the seismic modules on the pedestal will allow us to assume that the accelerations experienced by both seismic modules are the same and coincide with the acceleration of the pedestal.

Тестирование предлагаемого метода проводили на примере конкретных измерений шумового микросейсмического сигнала в реальной обстановке, в районе, удаленном от промышленных техногенных зон на Кольском полуострове. The proposed method was tested on the example of specific measurements of a noise microseismic signal in a real environment, in an area remote from industrial technogenic zones on the Kola Peninsula.

На сейсмостанции Териберка была проведена сличительная калибровка двух сейсмомодулей АНЧАР. Сигнал от естественных микросейсмических шумов непрерывно записывался на протяжении длительного интервала времени. В результате был выделен случайный шумовой сигнал, характеризующийся достаточной стационарностью и пригодный для статистического анализа.Comparative calibration of two ANCHAR seismic modules was carried out at the Teriberka seismic station. The signal from natural microseismic noise was continuously recorded over a long period of time. As a result, a random noise signal was identified, which is characterized by sufficient stationarity and is suitable for statistical analysis.

Проведенная сличительная калибровка показала следующее: корреляция одноимённых компонент сейсмомодулей составляет значение 0,8.The comparative calibration carried out showed the following: the correlation of the same-named components of seismic modules is 0.8.

В целом предлагаемый метод позволяет достаточно четко представить весь ход измерения случайного сигнала во времени и обосновать возможности прецизионных измерений в каждом конкретном случае. При этом необходимым условием результативности подхода является условие квазистационарности исследуемого сигнала.In general, the proposed method makes it possible to clearly represent the entire course of measuring a random signal in time and to substantiate the possibilities of precision measurements in each specific case. In this case, a necessary condition for the effectiveness of the approach is the condition of quasi-stationarity of the signal under study.

Claims (4)

1. Способ сличительной калибровки инфразвуковых сейсмомодулей, характеризуемый тем, что на твердый постамент устанавливают с жестким закреплением два одинаковых сейсмомодуля соосно друг с другом, проводят длительно, не менее 20 мин, синхронную запись микросейсмического шума Земли, определяют спектральные характеристики зарегистрированных сигналов по каждой оси, определяют коэффициент взаимной корреляции одноименных компонент как отношение двух спектральных характеристик зарегистрированных сигналов по каждой оси.1. A method for comparative calibration of infrasonic seismic modules, characterized by the fact that two identical seismic modules are installed with rigid fixing coaxially with each other on a solid pedestal, a synchronous recording of the Earth's microseismic noise is performed for a long time, at least 20 minutes, the spectral characteristics of the recorded signals are determined along each axis, the cross-correlation coefficient of like components is determined as the ratio of two spectral characteristics of the registered signals along each axis. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что производят определение автокорреляционных спектров зарегистрированных сигналов.2. The method according to p. 1, characterized in that the autocorrelation spectra of the registered signals are determined. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что производят определение взаимокорреляционных спектров зарегистрированных сигналов.3. The method according to p. 1, characterized in that the determination of the mutual correlation spectra of the registered signals is carried out. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определяют зависимость отношения двух спектральных плотностей сигналов от частоты.4. The method according to claim 1, characterized in that the dependence of the ratio of two spectral signal densities on frequency is determined.
RU2021102026A 2021-01-29 2021-01-29 Method for comparative calibration of infrasound seismic modules RU2767478C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021102026A RU2767478C1 (en) 2021-01-29 2021-01-29 Method for comparative calibration of infrasound seismic modules

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021102026A RU2767478C1 (en) 2021-01-29 2021-01-29 Method for comparative calibration of infrasound seismic modules

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2767478C1 true RU2767478C1 (en) 2022-03-17

Family

ID=80737301

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2021102026A RU2767478C1 (en) 2021-01-29 2021-01-29 Method for comparative calibration of infrasound seismic modules

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2767478C1 (en)

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2045079C1 (en) * 1992-04-01 1995-09-27 Всесоюзный научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт геологических, геофизических и информационных систем Method for vibroseismic exploration in searching for oil and gas deposits
RU2145102C1 (en) * 1997-12-29 2000-01-27 Закрытое акционерное общество АНЧАР Method for search for oil-gas fields in water area

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2045079C1 (en) * 1992-04-01 1995-09-27 Всесоюзный научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт геологических, геофизических и информационных систем Method for vibroseismic exploration in searching for oil and gas deposits
RU2145102C1 (en) * 1997-12-29 2000-01-27 Закрытое акционерное общество АНЧАР Method for search for oil-gas fields in water area

Non-Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
C1. *
А.Е. Сунцов и др. Технология оценки собственных шумов сейсмологической аппаратуры в условиях натурных измерений на земной поверхности, журнал Технология сейсморазведки, Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. *
А.Е. Сунцов и др. Технология оценки собственных шумов сейсмологической аппаратуры в условиях натурных измерений на земной поверхности, журнал Технология сейсморазведки, Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука Сибирского отделения РАН (ИНГГ СО РАН), Новосибирск, 2010, номер 1, стр. 86-89. *
Трофимука Сибирского отделения РАН (ИНГГ СО РАН), Новосибирск, 2010, номер 1, стр. 86-89. C1. *
Ю.П. Кострыгин, М.Н. Удалый. Сравнительный анализ уровня помех корреляционного преобразования для различных типов вибросейсмических сигналов. Технологии сейсморазведки, номер 3, 2012, с. 83-88. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Tang et al. Single-well S-wave imaging using multicomponent dipole acoustic-log data
Taner et al. Velocity spectra—Digital computer derivation applications of velocity functions
Peacock et al. Predictive deconvolution: Theory and practice
KR101548976B1 (en) Estimation of soil properties using waveforms of seismic surface waves
US7957906B2 (en) Method for attenuating low frequency noise in a dual-sensor seismic streamer
RU2433425C2 (en) Method for seismic prospecting hydrocarbons and method of determining attitude of producing formations on hydrocarbons and seismic station for realising said method
US6188964B1 (en) Method for using global optimization to the estimation of surface-consistent residual statics
EA037851B1 (en) Seismic acquisition method
EA026344B1 (en) System and method for acquisition and processing of elastic wavefield seismic data
Viens et al. Basin‐scale Green's functions from the ambient seismic field recorded by MeSO‐net stations
Ning et al. High-frequency surface-wave imaging from traffic-induced noise by selecting in-line sources
Baglari et al. A state-of-the-art review of passive MASW survey for subsurface profiling
Wang et al. Urban basin structure imaging based on dense arrays and bayesian array‐based coherent receiver functions
Li et al. High-resolution adaptive beamforming for borehole acoustic reflection imaging
KORY et al. DEEP SEISMIC SOUNDING OF nIE EARTH'S CRUST AND UPPER MANTLE
US20120269035A1 (en) Evaluating Prospects from P-Wave Seismic Data Using S-Wave Vertical Shear Profile Data
RU2767478C1 (en) Method for comparative calibration of infrasound seismic modules
RU2517780C2 (en) Method for hydrocarbon prospecting on north sea shelf
Matsushima et al. Attenuation estimation from sonic logging waveforms combining seismic interferometry and common-midpoint approach
RU2536837C1 (en) Method for parametric reception of hydrophysical and geophysical waves in marine environment
Sobisevich et al. The Baikal Ice-Based Seismoacoustic Experiment
Higashi et al. Polarization and frequency-wavenumber spectrum analysis for the strong-motion array data in Ashigara valley, Japan
Tang et al. Numerical Simulation and Characteristic Analysis of Remote Detection Acoustic Reflection Imaging Logging of Near-Borehole Fracture and Vuggy Reservoirs
Huang et al. Estimations of the S-wave velocity structures in Chia-Yi City, Taiwan, using the array records of microtremors
Romanelli et al. Realistic modelling of the seismic input: Site effects and parametric studies