RU2615591C1 - Многопараметрическая инверсия через зависящую от сдвига упругую полноволновую инверсию (fwi) - Google Patents
Многопараметрическая инверсия через зависящую от сдвига упругую полноволновую инверсию (fwi) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2615591C1 RU2615591C1 RU2015148923A RU2015148923A RU2615591C1 RU 2615591 C1 RU2615591 C1 RU 2615591C1 RU 2015148923 A RU2015148923 A RU 2015148923A RU 2015148923 A RU2015148923 A RU 2015148923A RU 2615591 C1 RU2615591 C1 RU 2615591C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inversion
- wave field
- shear
- data
- shift
- Prior art date
Links
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 title description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 41
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
-
- 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. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/303—Analysis for determining velocity profiles or travel times
-
- 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. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/62—Physical property of subsurface
- G01V2210/622—Velocity, density or impedance
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/67—Wave propagation modeling
- G01V2210/673—Finite-element; Finite-difference
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
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсморазведочных данных. Заявлен способ для многопараметрической инверсии с использованием упругой инверсии. Этот способ разлагает данные на сдвиговые/угловые группы и выполняет инверсию на них в последовательном порядке. Этот способ может значительно ускорить сходимость итеративного процесса инверсии, и, следовательно, является наиболее выгодным при использовании для полноволновой инверсии (FWI). Настоящий изобретательный подход опирается на взаимосвязи между энергией отражения и углом отражения, или, что то же самое, зависимость от сдвига в упругой FWI. Изобретение использует признание того, что амплитуды отражения малого угла (ближний сдвиг) в значительной степени определяются одним акустическим сопротивлением, вне зависимости от большей части Vp/Vs. Отражения большого угла (средний и дальний сдвиг) зависят от Ip, Vp/Vs (2) и других земных параметров, таких как плотность (3) и анизотропия. Следовательно, настоящий изобретательский способ разлагает данные на угловые или сдвиговые группы в выполнении многопараметрической FWI, чтобы уменьшить перекрестные помехи между различными параметрами модели, которые определяются в инверсии. Технический результат – повышение точности и достоверности получаемых данных. 9 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
[0001] Эта заявка испрашивает приоритет Предварительной Заявки 61827474 на выдачу патента США, поданной 24 мая 2013 года, озаглавленной "Многопараметрическая Инверсия через Зависящую от Сдвига Упругую Полноволновую Инверсию (FWI)", вся полнота которой включена в материалы настоящей заявки посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[0002] Изобретение относится в целом к области геофизической разведки, включая разведку углеводородов и, более конкретно, к обработке сейсмических данных. В частности, изобретение представляет собой способ для эластичной полноволновой инверсии ("FWI") сейсмических данных, чтобы получить геологическую модель нескольких физических параметров.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Процесс инверсии в обработке геофизических данных обычно, и в случае настоящего документа в том числе, относится к процессу преобразования данных сейсмического отражения в количественное описание свойств породы пласта в форме геологической модели толщи пород. Такая модель нуждается в трех параметрах, которыми являются плотность (ρ), скорость продольной волны (Vp) и скорость поперечной волны (Vs), чтобы описать ее, если предполагается, что модель будет изотропной. Дополнительные параметры необходимы в более общей геологической модели, которая включает в себя анизотропию и затухание. Существует множество методов, используемых в инверсии в сейсмическом разрешении, таких как инверсия AVO (amplitude variation with offset, зависимость амплитуды отражения от удаления) после суммирования или до суммирования, или Полноволновая Инверсия (FWI).
[0004] Хорошо известно, что отражение PP (продольная волна вниз/продольная волна вверх) при нормальном угле падения в значительной степени определяется акустическим сопротивлением Ip = ρVp. Чтобы оценить Ip из сейсмических данных, обычно достаточно учесть только распространение продольной волны в FWI, чтобы сократить время обработки. С этой целью моделирование распространения волны зависит только от ρ и Vp. Однако одно Ip не всегда является хорошим индикатором типов и пород пласта. Известно, что жидкие типы могут быть лучше извлечены из упругих параметров, таких как Vp/Vs. В результате, многопараметрическая инверсия как для акустических, так и для упругих параметров стала желательной, возможно, почти необходимой, в характеристике пласта.
[0005] Многопараметрическая инверсия через упругую FWI играет уникальную роль в разграничении характеристик пласта, поскольку она основана на точном моделировании распространения упругой волны. Упругая FWI представляет собой очень дорогой процесс по двум основным причинам. Во-первых, моделирование конечной разности становится намного более дорогим, чем под упругим (только продольная волна) предположением, вследствие более плотных вычислительных сеток, необходимых для компьютерного моделирования распространения поперечных волн. Во-вторых, многопараметрическая инверсия требует намного больше итераций, чем акустическая FWI, для достижения сходимости и уменьшения перекрестных помех между различными параметрами. В определении характеристик пласта наиболее важными параметрами для описания свойств породы являются акустическое сопротивление Ip и отношение Vp/Vs скоростей. Следовательно, есть необходимость в способе FWI, который может надежно инвертировать для Ip и Vp/Vs с малым количеством итераций (предпочтительно ~10), чтобы сделать его практичным в бизнес применениях, таких как определение характеристик пласта и скоростное построение модели.
[0006] Существует широкий спектр методов оценки свойств породы по сейсмическим данным. Процедура, предложенная Хэмпсоном и др. (2005), представляет типичный рабочий процесс в инверсии AVO перед суммированием. В их рабочем процессе Ip, Is и плотность оцениваются одновременно на основе AVO в угловых сейсмограммах и уравнениях Аки-Ричардса (Аки и Ричардс, 2002). Их подход основан на линеаризованном приближении для отражательной способности вместо итеративного процесса моделирования упругих волн и сопоставления форм волн. Вычислительная стоимость, следовательно, намного дешевле в инверсии до суммирования вследствие линеаризованного приближения. В противоположность этому, упругая FWI, хотя и является намного более дорогим процессом, имеет потенциал генерирования превосходных результатов.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] Настоящее изобретение представляет собой надежный и эффективный реализуемый на компьютере способ для многопараметрической инверсии с использованием упругой FWI. Этот способ разлагает данные на сдвиговые или угловые группы и выполняет упругую FWI на них в последовательном порядке. Этот способ может значительно ускорить сходимость, с коэффициентом примерно 10 в некоторых примерах, по сравнению с упругой FWI, проводимой без улучшений настоящего изобретения. Настоящий изобретательный подход опирается на взаимосвязь между энергией отражения и углом отражения, или, что то же самое, зависимость от сдвига в упругой FWI. Из классической теории AVO Аки и Ричардса (1980) известно, что амплитуды отражений малого угла (близко к сдвигу) в значительной степени определяются одним акустическим сопротивлением, не зависимым по большей части от Vp/Vs. Отражения большого угла (средний и дальний сдвиг) зависят от Ip, Vp/Vs и других земных параметров, таких как плотность и анизотропия. Следовательно, настоящий изобретательный способ разлагает данные на угловые/сдвиговые группы в выполнении многопараметрической FWI, чтобы уменьшить перекрестные помехи между различными параметрами модели, т.е. между неизвестными инверсии. В целях настоящего раскрытия, включая прилагаемую формулу изобретения, нужно подразумевать, что разложение данных на угловые группы эквивалентно разложению данных на сдвиговые группы, и следует понимать, что один термин будет включать в себя другой.
[0008] В одном из вариантов осуществления изобретение представляет собой реализуемый на компьютере способ для инверсии сейсмических данных, чтобы вывести параметры подповерхностных физических свойств, включая скорость продольной волны, скорость поперечной волны, и плотность, состоящий в том, что извлекают только режим PP из сейсмических данных, и инвертируют данные режима PP последовательно в два или более различных диапазона сдвига, при этом каждая инверсия диапазона сдвига определяет по меньшей мере один параметр физического свойства, где во второй и последующих инверсиях параметры, определенные в предыдущей инверсии, фиксированы.
[0009] В другом варианте осуществления изобретение представляет собой способ для инверсии сейсмических данных, чтобы вывести по меньшей мере скорость продольной волны, скорость поперечной волны и плотность, состоящий в том, что: (a) принимают только данные PP-режима из сейсмических данных, и разделяют сейсмические данные на диапазон ближнего сдвига, диапазон среднего сдвига и диапазон дальнего сдвига, при этом диапазоны могут перекрываться или могут не перекрываться; (b) инвертируют диапазон ближнего сдвига для акустического сопротивления Ip продольной волны с использованием компьютера, запрограммированного с помощью алгоритма акустической инверсии; (c) инвертируют диапазон среднего сдвига для акустического сопротивления Is поперечной волны или для скорости Vp продольной волны, деленной на скорость Vs поперечной волны, с Ip, зафиксированным на своем значении из (b), с использованием алгоритма упругой инверсии; (d) инвертируют диапазон дальнего сдвига для плотности, используя алгоритм упругой инверсии, с Ip, зафиксированным на своем значении из (b), и Vp/Vs, зафиксированным на значении, определенном из значения Is из (c); и (e) вычисляют Vp и Vs из Ip и Is, используя определение акустического сопротивления и плотности, как определено в (d).
[0010] В типичном примере диапазон ближнего сдвига мог бы быть <500 м, при этом диапазон дальнего сдвига составляет >2 км, а диапазон среднего сдвига находится между ними.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0011] Преимущества настоящего изобретения более понятны со ссылкой на последующее подробное описание и прилагаемые чертежи, на которых:
Фигура 1 представляет собой блок-схему, показывающую основные шаги в одном варианте осуществления способа обработки сейсмических данных настоящего изобретения;
Фигура 2 показывает профили истинных Vp, Vs и плотности, используемые для генерирования синтетической сейсмограммы и одной из сейсмограмм общей точки взрыва;
Фигура 3 показывает инверсию Ip с использованием ближнего сдвига и несоответствия данных по сравнению с истинным Ip и синтетическими данными;
Фигура 4 показывает Ip одно без знания о Vp/Vs, не в состоянии объяснить данные среднего сдвига;
Фигура 5 показывает инверсию Vp/Vs с зафиксированным Ip из Фигуры 2, объясняет сейсмические данные до средних сдвигов; и
Фигура 6 показывает результаты инверсии плотности от данных дальнего сдвига, с Ip и Vp/Vs зафиксированными из Фигуры 2 и Фигуры 4.
[0012] Многие из чертежей представляют собой цветные оригиналы, преобразованные в оттенки серого из-за ограничений патентного права на использование цвета.
[0013] Изобретение будет описано в связи с примерными вариантами осуществления. Однако в той степени, в которой последующее подробное описание является специфичным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования изобретения, оно предназначено только для иллюстрации, и не должно быть истолковано в качестве ограничивающего объем изобретения. Напротив, оно предназначено для охвата всех альтернативных вариантов, модификаций и эквивалентов, которые могут быть включены в объем изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРИМЕРНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
[0014] Способ упругой FWI, представленный ("SSB" для краткости) Сирс, Сингх и Бартон (Sears, Singh and Barton, 2008), трехэтапный рабочий процесс был предложен для оценки Vp, Vs из сейсмических данных продольной волны и поперечной волны: этап один, инверсия для Vp короткого и промежуточного масштаба с использованием данных продольной волны нормального падения и широкого угла; этап два, инверсия для промежуточной Vs с использованием данных продольной волны широкого угла; и этап три, инверсия для Vs короткого масштаба с использованием данных обменной PS-волны. Короткий и промежуточный масштаб являются терминами, используемыми в работе SSB. Вообще говоря, короткий масштаб относится к пространственным масштабам, которые могут быть выведены непосредственно из высокочастотной энергии отражения в сейсмических данных, а большой масштаб относится к пространственным масштабам, чьи отраженные частоты ниже типичных сейсмических источников (например, 4-6 Гц в морских работах). Следовательно, большой масштаб, как правило, выводится из анализа скорости миграции. Разрыв между большим масштабом и коротким масштабом обычно называется промежуточным масштабом.
[0015] Тогда как способ SSB может показаться, на первый взгляд, похожим на 3-этапный изобретательский способ, который описан в материалах настоящей заявки, есть важные отличительные признаки, которые отличают их. Во-первых, способ SSB использует различные волновые режимы на протяжении 3 этапов. Настоящий изобретательский способ использует один и тот же волновой режим (PP-волна), но различный угол отражения/сдвиг на протяжении трех этапов. Хорошо известно, что данные PP-волны представляют большую часть записанной энергии в типичной сейсмической разведке, и, следовательно, большую часть значения в морских сейсморазведочных работах с буксируемой косой. Во-вторых, способ SSB не разделяет данные нормального падения и широкоугольной продольной волны на этапе 1, а использует их одновременно. Настоящий изобретательский способ использует только данные отражения малого угла на этапе 1, который является критическим этапом ускорения сходимости.
[0016] Синтетический пример используется, чтобы продемонстрировать, что этот метод является очень надежным и эффективным в извлечении Ip и Vp/Vs. Общее число итераций, необходимых для получения Ip и Vp/Vs, составляет ~10. Извлечение информации о плотности на этапе 3 (см. блок схему на Фиг.1) может потребовать дополнительные 10-15 итераций в синтетическом примере. Испытания на эксплуатационных данных показывают, что точная и надежная оценка Ip и Vp/Vs может быть получена также в пределах ~10 итераций. Однако в случае эксплуатационных данных надежность инверсии плотности сильно зависит от точности модели скорости, включая анизотропию, и качества данных на дальних сдвигах.
[0017] Синтетический пример следует варианту осуществления настоящего изобретательского способа, проиллюстрированного на блок-схеме на Фиг.1. Синтетические (смоделированные на компьютере) данные используются в этом тестовом примере, чтобы продемонстрировать изобретения. Набор данных генерируется моделированием изотропной упругой конечной разности на пластовой (ID) модели толщи пород, показанной на Фигуре 2, где Vp, Vs и плотность изображены по сравнению с глубиной в недрах. Единицами измерения для скорости и плотности являются м/с и кг/м3. Общим образом снятая сейсмограмма синтетических "измеренных" данных также показана обозначением 8 на Фиг.2. Время в секундах изображено на вертикальной оси, а сдвиг в метрах изображен на горизонтальной оси. Максимальная глубина модели толщи пород составляет 2,3 км, а максимальный доступный сдвиг составляет 5 км. Из-за ограничений патентного права на использование цвета, изображенная снятая сейсмограмма 8 представляет собой преобразование в оттенки серого цветного отображения данных, где цвет используется для представления величины сейсмических амплитуд. То же самое справедливо для сравнений смоделированных и измеренных данных, а также несоответствий, показанных на Фиг.3-6.
[0018] Шаг 1: Инверсия Ip из данных ближнего сдвига. Во-первых, акустическая FWI выполняется с использованием данных PP ближнего сдвига (сдвиг <500 м), чтобы получить оценку Ip, которая изображена на Фиг.3. Как объяснено выше, данные PP-волны на малых углах отражения (эквивалентно, малых сдвигах в этом примере) определяются акустическим сопротивлением Ip. Упругие параметры оказывают очень маленькое воздействие на данные PP отражения малых углов. Исходные модели Vp и плотности необходимы для выполнения акустической FWI. Исходная модель Vp может быть получена из традиционного анализа скорости миграции, и для этого синтетического теста сглаженная версия "истинного" профиля Vp (используемого для ускорения моделирования синтетических данных) на Фигуре 2 была использована. Исходная модель плотности может быть получена из эмпирической взаимосвязи между плотностью и Vp. Для простоты, модель постоянной плотности (1,000 кг/м3) была использована, чтобы с нее начать. Из математического определения
ясно, что инвертированное Ip с известной плотностью ρ может быть непосредственно переведено в Vp после деления Ip на плотность ρ. Результаты на итерации 5 Ip и Vp показаны как во временной, так и в глубинной областях на Фиг.3, где темные линии представляют собой инвертированную модель, а в меньшей степени затененные линии представляют собой синтетическую модель Инвертированная неизвестная является Ip в этом случае. Оценка Vp может затем быть получена путем деления инвертированного Ip на ρ в соответствии с уравнением (1). На Фиг.3 на инвертированные модели наложены истинные синтетические модели для сравнения. Все инверсии выполнены в глубинной области (метры); результаты показаны на 11 и 12. Для сравнения в определенном частотном диапазоне результаты инверсии преобразуются во время (секунды) посредством преобразования глубина-во-время с использованием сглаженной версии истинной Vp на Фиг.2. Сравнения во временной области (9 и 10) ограничены в пределах 5-40 Гц после применения полосового фильтра. Из 9 и 11 можно увидеть, что инвертированное Ip соответствует синтетической модели очень хорошо. Поскольку Vp была получена из инвертированного Ip на основе предполагаемой постоянной ρ в соответствии с Уравнением (1), хорошее соответствие между полученной Vp и истинной Vp не ожидается (еще не была выполнена обновленная оценка ρ). Таким образом, исходная модель плотности (постоянная) очень отличается от синтетической модели (7 на Фиг.2) плотности, и это различие отражено в Vp из-за уравнения (1). Это, в частности, указано в 10 несоответствием во временной области на примерно 1,75 с, и подобным несоответствием в глубинной области (12) на примерно 1800 м. Можно увидеть на 9 и 11, что несоответствие для Ip намного меньше в это конкретное время и на этой глубине.
[0019] Несоответствие 15 данных, т.е. разница между измеренными данными 13 (из синтетических моделей) и смоделированными данными 14 (из инвертированного Ip, постоянной плотности и полученной Vp в соответствии с (1)) показано на Фигуре 3. Разница на самом деле незначительна. Несоответствие данных представляет собой очень важный критерий для проверки сходимости во время инверсии эксплуатационных (фактических) данных, потому что в применении эксплуатационных данных 'истинная модель' редко известна. Вообще говоря, когда другие условия схожи, более хорошее несоответствие данных обычно, но не всегда, указывает на более высокую уверенность в продукте инверсии. Незначительная величина несоответствия указывает, что данные ближнего сдвига могут быть хорошо объяснены одним Ip.
[0020] Шаг 2: Инверсии Is или Vp/Vs из данных среднего сдвига (< 2 км) c Ip, зафиксированным из предыдущего шага. Следующее известно, простые взаимосвязи:
где Уравнение (3) непосредственно вытекает из Уравнений (1) и (2). На этом шаге 2 инверсия должна быть упругой, и неизвестная инверсии была Vp/Vs. Поскольку Ip зафиксировано из предыдущего шага, инвертирование для Vp/Vs эквивалентно инвертированию для Is на этом шаге в соответствии с (3). Альтернативно, неизвестной инверсии могло бы быть Is. Фиг.4 показывает различие между исходной моделью Vs (темная линия, постоянная) и синтетической моделью (в меньшей степени затененная линия) в 18, и отношение Vp/Vs показано в 19. С этой исходной моделью Vs и Vp (показанной на 17) и плотностью (постоянной) из шага 1, большое несоответствие данных может наблюдаться на панели 22 при расширении сдвига до 2 км, как показано на Фигуре 4. Это из-за того, что одного Ip не достаточно, чтобы объяснить данные среднего угла отражения (сдвига). Хорошая оценка для второго параметра, который представляет собой Vp/Vs, нужная для объяснения данных среднего сдвига. Однако, несоответствие данных на ближнем сдвиге все еще так же мало, как на Фигуре 3 (15), потому что Ip зафиксировано (16, 9) из шага 1.
[0021] Следуя тому же расположению, что и на Фиг.3, используемой в отображении результатов инверсии шага 1, Фиг.5 показывает инвертированное Vp/Vs (темная линия, 26) после 5 итераций, на которое наложена синтетическая модель (в меньшей степени затененная линия, 26). Инвертированная модель соответствует синтетической модели очень хорошо. Как показано на панели 29, несоответствие данных в диапазоне среднего сдвига (от 500 м до 2 км, масштаб не показан на рисунке) сильно уменьшено, обладая преимуществом инвертированной модели Vp/Vs. На шаге 2 инверсии Ip (23) и Vp (24) зафиксированы из шага 1. Из уравнения (3) точное Is может быть получено из точных результатов инверсии Ip и Vp/Vs. Но Vs из Уравнения (2) не будет такой же точной, если информация о плотности отсутствует или неточна. Это показано во время ≈ 1,75 с на Фиг.5, где можно увидеть, что Vs, полученная из Vp/Vs, не соответствует синтетической модели в той же степени, что и Vp/Vs.
[0022] Шаг 3: Инверсия плотности из данных дальнего сдвига (до 5 км) с Ip и Vp/Vs, зафиксированными из предыдущих двух шагов. Математические соотношения (1) - (3) показывают, что любое обновление плотности с зафиксированными Ip и Vp/Vs приводит к обновлению Vp и Vs. Следовательно, инверсия плотности с зафиксированными Ip и Vp/Vs эквивалентна инверсии Vp. На шаге 3 все доступные сдвиги до 5 км (в этом примере) используются, чтобы выполнить упругую инверсию для плотности с Ip и Vp/Vs, зафиксированными из шагов 1 и 2. Фигура 6 показывает инвертированную плотность (темная линия, 33) после 10 итераций, на которую наложена синтетическая модель (в меньшей степени затемненная линия, 33), где синтетическая модель - это 7 на Фиг.2, преобразованная во временную область. В то же время, шаг 3 приводит к улучшенному предсказанию Vp (31, темная линия) по сравнению с Фиг.3 (10, темная линия) из-за обновленного профиля 33 плотности. Несоответствие данных находится в основном на дальних смещениях (от 2 км до 5 км), как это показано на 36 на Фиг.3.
[0023] Вышеизложенное описание направлено на конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в целях иллюстрирования его. Это будет очевидно, однако, специалистам в данной области техники, что различные модификации и вариации описанных здесь вариантов осуществления возможны. Все такие модификации и изменения подразумеваются быть в рамках настоящего изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.
Библиографический список
1. Aki and Richards, Количественная Сейсмология, Теория и Способы, глава 5.20, W.H.Freeman & Co. (1980).
2. Lazaratos S., Chikichev I. и Wang K., 2011, Улучшение скорости сходимости Полноволновой Инверсии (FWI) с использованием спектрального формирования, Публикация заявки на патент РСТ WO2012/134621.
3. Hampson, Russell, и Bankhead, "Одновременная инверсия сейсмических данных до суммирования", 75-й Ежегодная Международная Встреча, SEG, Расширенные Рефераты, 1633-1637 (2005).
4. Sears, Singh и Barton "Упругая полноволновая инверсия многокомпонентных сейсмических данных OBC", Геофизические изыскания 56, 843-862 (2008).
Claims (10)
1. Реализуемый на компьютере способ инверсии полного волнового поля сейсмических данных, чтобы вывести параметры подповерхностных физических свойств, включая скорость продольной волны, скорость поперечной волны, и плотность, заключающийся в том, что извлекают только режим PP из сейсмических данных, и инвертируют, с помощью алгоритма инверсии полного волнового поля, данные режима PP последовательно в два или более различных диапазона сдвига, при этом каждая инверсия полного волнового поля диапазона сдвига определяет по меньшей мере один параметр физического свойства, причем во второй и последующих инверсиях полного волнового поля параметры, определенные в предыдущей инверсии, зафиксированы, и при этом инверсии полного волнового поля выполняют с использованием компьютера.
2. Способ по п.1, в котором диапазон ближнего сдвига является первым по последовательности, который должен быть инвертирован, и упомянутая первая инверсия полного волнового поля выводит акустическое сопротивление Ip продольной волны с использованием компьютера, запрограммированного с помощью алгоритма акустической инверсии полного волнового поля.
3. Способ по п.2, в котором диапазон среднего сдвига является вторым по последовательности, который должен быть инвертирован, и упомянутая вторая инверсия полного волнового поля выводит акустическое сопротивление Is поперечной волны, или скорость Vp продольной волны, деленную на скорость Vs поперечной волны, причем Ip зафиксирован на своем значении из первой инверсии полного волнового поля, при этом упомянутая вторая инверсия полного волнового поля использует алгоритм упругой инверсии полного волнового поля.
4. Способ по п.3, в котором диапазон дальнего сдвига является третьим по последовательности, который должен быть инвертирован, и упомянутая третья инверсия полного волнового поля выводит плотность или Vp с использованием алгоритма упругой инверсии полного волнового поля, причем Ip зафиксирован на своем значении из первой инверсии полного волнового поля, и Vp/Vs зафиксирован на значении, определенном из второй инверсии полного волнового поля.
5. Способ по п.4, в котором Vp и Vs вычисляются из Ip и Is с использованием определения акустического сопротивления и с использованием плотности, выведенной в третьей инверсии полного волнового поля.
6. Способ по п.4, в котором Vp получена в третьей инверсии полного волнового поля, а плотность вычислена из соотношения Ip = ρVp, и Ip такое же, как определено в первой инверсии.
7. Способ по п.4, в котором одно или оба из соотношений Ip = ρVp и Is = ρVs используются в выполнении способа.
8. Способ по п.4, дополнительно содержащий повторение последовательных инверсий полного волнового поля по меньшей мере один раз, чтобы обновить полученные параметры физических свойств.
9. Способ по п.1, в котором по меньшей мере некоторые из двух или более различных диапазонов сдвига перекрываются.
10. Способ по п.1, в котором два или более различных диапазонов сдвига не перекрываются.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201361827474P | 2013-05-24 | 2013-05-24 | |
US61/827,474 | 2013-05-24 | ||
PCT/US2014/037122 WO2014189679A1 (en) | 2013-05-24 | 2014-05-07 | Multi-parameter inversion through offset dependent elastic fwi |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2615591C1 true RU2615591C1 (ru) | 2017-04-05 |
Family
ID=50842396
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015148923A RU2615591C1 (ru) | 2013-05-24 | 2014-05-07 | Многопараметрическая инверсия через зависящую от сдвига упругую полноволновую инверсию (fwi) |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9702993B2 (ru) |
EP (1) | EP3004938A1 (ru) |
KR (1) | KR101861060B1 (ru) |
CN (1) | CN105308479B (ru) |
AU (1) | AU2014268976B2 (ru) |
BR (1) | BR112015025516A2 (ru) |
CA (1) | CA2909105C (ru) |
MX (1) | MX346526B (ru) |
MY (1) | MY169125A (ru) |
RU (1) | RU2615591C1 (ru) |
SG (1) | SG11201508195PA (ru) |
WO (1) | WO2014189679A1 (ru) |
Families Citing this family (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2014084945A1 (en) | 2012-11-28 | 2014-06-05 | Exxonmobil Upstream Resarch Company | Reflection seismic data q tomography |
US10036818B2 (en) | 2013-09-06 | 2018-07-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Accelerating full wavefield inversion with nonstationary point-spread functions |
CA2947847C (en) | 2014-05-09 | 2018-08-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion |
US10185046B2 (en) | 2014-06-09 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for temporal dispersion correction for seismic simulation, RTM and FWI |
CA2947410A1 (en) | 2014-06-17 | 2015-12-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fast viscoacoustic and viscoelastic full-wavefield inversion |
US10838092B2 (en) * | 2014-07-24 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating multiple subsurface parameters by cascaded inversion of wavefield components |
US10422899B2 (en) | 2014-07-30 | 2019-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Harmonic encoding for FWI |
US10386511B2 (en) | 2014-10-03 | 2019-08-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic survey design using full wavefield inversion |
WO2016064462A1 (en) | 2014-10-20 | 2016-04-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Velocity tomography using property scans |
EP3234659A1 (en) | 2014-12-18 | 2017-10-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Scalable scheduling of parallel iterative seismic jobs |
US10520618B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-12-31 | ExxohnMobil Upstream Research Company | Poynting vector minimal reflection boundary conditions |
SG11201704620WA (en) | 2015-02-13 | 2017-09-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations |
US10670750B2 (en) | 2015-02-17 | 2020-06-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multistage full wavefield inversion process that generates a multiple free data set |
WO2016195774A1 (en) | 2015-06-04 | 2016-12-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for generating multiple free seismic images |
CN104991272A (zh) * | 2015-07-02 | 2015-10-21 | 河海大学 | 一种针对无井地震反演的地震速度扰动建模方法 |
US10838093B2 (en) | 2015-07-02 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Krylov-space-based quasi-newton preconditioner for full-wavefield inversion |
EP3121625A1 (en) * | 2015-07-20 | 2017-01-25 | CGG Services SA | Predicting mechanical and elastic rock properties of the subsurface |
RU2693495C1 (ru) | 2015-10-02 | 2019-07-03 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Полная инверсия волнового поля с компенсацией показателя качества |
KR102021276B1 (ko) * | 2015-10-15 | 2019-09-16 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 진폭 보존을 갖는 fwi 모델 도메인 각도 스택들 |
CN105910587B (zh) * | 2016-04-11 | 2018-05-15 | 中国人民解放军理工大学 | 一种基于潮汐参数反演的潮汐预测方法 |
CN110023790B (zh) * | 2016-12-02 | 2022-03-08 | Bp北美公司 | 地震采集几何全波形反演 |
US11487036B2 (en) * | 2017-01-12 | 2022-11-01 | Cgg Services Sas | Reflection full waveform inversion methods with density and velocity models updated separately |
WO2018175013A1 (en) * | 2017-03-24 | 2018-09-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full wavefield inversion with reflected seismic data starting from a poor velocity model |
US11656377B2 (en) * | 2018-03-30 | 2023-05-23 | Cgg Services Sas | Visco-acoustic full waveform inversion of velocity and Q |
CN110857999B (zh) * | 2018-08-24 | 2021-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种基于全波形反演的高精度波阻抗反演方法及*** |
WO2020086238A1 (en) * | 2018-10-26 | 2020-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Elastic full wavefield inversion with refined anisotropy and vp/vs models |
WO2020089670A1 (en) * | 2018-10-28 | 2020-05-07 | Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) | Systems and methods for seismic inversion driven velocity analysis |
KR102464449B1 (ko) * | 2019-07-15 | 2022-11-04 | 서울대학교 산학협력단 | 다중 감쇄 및 다중 오프셋을 이용한 라플라스 푸리에 영역 완전 파형 역산 장치 및 방법 |
WO2021252693A1 (en) * | 2020-06-11 | 2021-12-16 | Downunder Geosolutions (America) Llc | Seismic wavefield modeling honoring avo/ava with applications to full waveform inversion and least-squares imaging |
US11815641B2 (en) | 2020-12-04 | 2023-11-14 | Pgs Geophysical As | Composite far offset impulsive source activations for marine seismic surveying and processing |
US20230063340A1 (en) * | 2021-08-27 | 2023-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method of drilling a wellbore using wellbore and surface gravity sensing |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1996007935A1 (en) * | 1994-09-02 | 1996-03-14 | Exxon Production Research Company | Method for deriving reservoir lithology and fluid content from pre-stack inversion of seismic data |
US20040220743A1 (en) * | 2003-04-30 | 2004-11-04 | Conocophillips Company | Method for determining shear-wave velocity model for depth migration of mode-converted data |
US20100177595A1 (en) * | 2009-01-13 | 2010-07-15 | Vijay Khare | Using Seismic Attributes for Data Alignment and Seismic Inversion In Joint PP/PS Seismic Analysis |
CN101329405B (zh) * | 2007-06-20 | 2011-02-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种简单的多参数地震反演方法 |
Family Cites Families (209)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3812457A (en) | 1969-11-17 | 1974-05-21 | Shell Oil Co | Seismic exploration method |
US3864667A (en) | 1970-09-11 | 1975-02-04 | Continental Oil Co | Apparatus for surface wave parameter determination |
US3984805A (en) | 1973-10-18 | 1976-10-05 | Daniel Silverman | Parallel operation of seismic vibrators without phase control |
US4168485A (en) | 1974-08-12 | 1979-09-18 | Continental Oil Company | Simultaneous use of pseudo-random control signals in vibrational exploration methods |
US4545039A (en) | 1982-09-09 | 1985-10-01 | Western Geophysical Co. Of America | Methods for seismic exploration |
US4675851A (en) | 1982-09-09 | 1987-06-23 | Western Geophysical Co. | Method for seismic exploration |
US4575830A (en) | 1982-10-15 | 1986-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Indirect shearwave determination |
US4562540A (en) | 1982-11-12 | 1985-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography system and methods |
US4594662A (en) | 1982-11-12 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography systems and methods with fixed detector arrays |
FR2543306B1 (fr) | 1983-03-23 | 1985-07-26 | Elf Aquitaine | Procede et dispositif pour l'optimisation des donnees sismiques |
US4924390A (en) | 1985-03-04 | 1990-05-08 | Conoco, Inc. | Method for determination of earth stratum elastic parameters using seismic energy |
US4715020A (en) | 1986-10-29 | 1987-12-22 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys |
FR2589587B1 (fr) | 1985-10-30 | 1988-02-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede de prospection sismique marine utilisant un signal vibratoire code et dispositif pour sa mise en oeuvre |
US4707812A (en) | 1985-12-09 | 1987-11-17 | Atlantic Richfield Company | Method of suppressing vibration seismic signal correlation noise |
US4823326A (en) | 1986-07-21 | 1989-04-18 | The Standard Oil Company | Seismic data acquisition technique having superposed signals |
US4686654A (en) | 1986-07-31 | 1987-08-11 | Western Geophysical Company Of America | Method for generating orthogonal sweep signals |
US4766574A (en) | 1987-03-31 | 1988-08-23 | Amoco Corporation | Method for depth imaging multicomponent seismic data |
US4953657A (en) | 1987-11-30 | 1990-09-04 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Time delay source coding |
US4969129A (en) | 1989-09-20 | 1990-11-06 | Texaco Inc. | Coding seismic sources |
US4982374A (en) | 1989-10-23 | 1991-01-01 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method of source coding and harmonic cancellation for vibrational geophysical survey sources |
GB9011836D0 (en) | 1990-05-25 | 1990-07-18 | Mason Iain M | Seismic surveying |
US6005916A (en) | 1992-10-14 | 1999-12-21 | Techniscan, Inc. | Apparatus and method for imaging with wavefields using inverse scattering techniques |
US5469062A (en) | 1994-03-11 | 1995-11-21 | Baker Hughes, Inc. | Multiple depths and frequencies for simultaneous inversion of electromagnetic borehole measurements |
GB2322704B (en) | 1994-07-07 | 1998-12-09 | Geco As | Method of Processing seismic data |
AU697195B2 (en) | 1995-04-18 | 1998-10-01 | Schlumberger Seismic Holdings Limited | Uniform subsurface coverage at steep dips |
US5924049A (en) | 1995-04-18 | 1999-07-13 | Western Atlas International, Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data |
US5719821A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-17 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for source separation of seismic vibratory signals |
US5721710A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
US5822269A (en) | 1995-11-13 | 1998-10-13 | Mobil Oil Corporation | Method for separation of a plurality of vibratory seismic energy source signals |
US5715213A (en) | 1995-11-13 | 1998-02-03 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method using a plurality of vibrator sources |
US5790473A (en) | 1995-11-13 | 1998-08-04 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method for use in vertical seismic profile data gathering with a plurality of vibratory seismic energy sources |
US5838634A (en) | 1996-04-04 | 1998-11-17 | Exxon Production Research Company | Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints |
US5798982A (en) | 1996-04-29 | 1998-08-25 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for inverting reflection trace data from 3-D and 4-D seismic surveys and identifying subsurface fluid and pathways in and among hydrocarbon reservoirs based on impedance models |
GB9612471D0 (en) | 1996-06-14 | 1996-08-14 | Geco As | Method and apparatus for multiple seismic vibratory surveys |
US5878372A (en) | 1997-03-04 | 1999-03-02 | Western Atlas International, Inc. | Method for simultaneous inversion processing of well log data using a plurality of earth models |
US6014342A (en) | 1997-03-21 | 2000-01-11 | Tomo Seis, Inc. | Method of evaluating a subsurface region using gather sensitive data discrimination |
US5999489A (en) | 1997-03-21 | 1999-12-07 | Tomoseis Inc. | High vertical resolution crosswell seismic imaging |
US5920828A (en) | 1997-06-02 | 1999-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Quality control seismic data processing system |
FR2765692B1 (fr) | 1997-07-04 | 1999-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 3d l'impedance d'un milieu heterogene |
GB2329043B (en) | 1997-09-05 | 2000-04-26 | Geco As | Method of determining the response caused by model alterations in seismic simulations |
US5999488A (en) | 1998-04-27 | 1999-12-07 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for migration by finite differences |
US6219621B1 (en) | 1998-06-30 | 2001-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Sparse hyperbolic inversion of seismic data |
US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
US6574564B2 (en) | 1998-10-01 | 2003-06-03 | Institut Francais Du Petrole | 3D prestack seismic data migration method |
FR2784195B1 (fr) | 1998-10-01 | 2000-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour realiser en 3d avant sommation, une migration de donnees sismiques |
US6225803B1 (en) | 1998-10-29 | 2001-05-01 | Baker Hughes Incorporated | NMR log processing using wavelet filter and iterative inversion |
US6021094A (en) | 1998-12-03 | 2000-02-01 | Sandia Corporation | Method of migrating seismic records |
US6754588B2 (en) | 1999-01-29 | 2004-06-22 | Platte River Associates, Inc. | Method of predicting three-dimensional stratigraphy using inverse optimization techniques |
WO2000048022A1 (en) | 1999-02-12 | 2000-08-17 | Schlumberger Limited | Uncertainty constrained subsurface modeling |
US6058073A (en) | 1999-03-30 | 2000-05-02 | Atlantic Richfield Company | Elastic impedance estimation for inversion of far offset seismic sections |
FR2792419B1 (fr) | 1999-04-16 | 2001-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour obtenir un modele optimal d'une caracteristique physique dans un milieu heterogene, tel que le sous-sol |
GB9927395D0 (en) | 1999-05-19 | 2000-01-19 | Schlumberger Holdings | Improved seismic data acquisition method |
US6327537B1 (en) | 1999-07-19 | 2001-12-04 | Luc T. Ikelle | Multi-shooting approach to seismic modeling and acquisition |
FR2798197B1 (fr) | 1999-09-02 | 2001-10-05 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele d'une formation geologique, contraint par des donnees dynamiques et statiques |
EP2296013B1 (en) | 1999-10-22 | 2016-03-30 | CGG Services (NL) B.V. | Method of estimating elastic and compositional parameters from seismic and echo-acoustic data |
FR2800473B1 (fr) | 1999-10-29 | 2001-11-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 2d ou 3d un milieu heterogene tel que le sous-sol decrit par plusieurs parametres physiques |
US6480790B1 (en) | 1999-10-29 | 2002-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for constructing three-dimensional geologic models having adjustable geologic interfaces |
CN1188711C (zh) | 2000-01-21 | 2005-02-09 | 施鲁博格控股有限公司 | 用于地震波场分离的***和方法 |
CN1188710C (zh) | 2000-01-21 | 2005-02-09 | 施鲁博格控股有限公司 | 估算地震介质特性的***和方法 |
US6826486B1 (en) | 2000-02-11 | 2004-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for predicting pore and fracture pressures of a subsurface formation |
FR2805051B1 (fr) | 2000-02-14 | 2002-12-06 | Geophysique Cie Gle | Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine par utilisation simultanee de plusieurs sources vibrosismiques |
GB2359363B (en) | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
US6687659B1 (en) | 2000-03-24 | 2004-02-03 | Conocophillips Company | Method and apparatus for absorbing boundary conditions in numerical finite-difference acoustic applications |
US6317695B1 (en) | 2000-03-30 | 2001-11-13 | Nutec Sciences, Inc. | Seismic data processing method |
US6687619B2 (en) | 2000-10-17 | 2004-02-03 | Westerngeco, L.L.C. | Method of using cascaded sweeps for source coding and harmonic cancellation |
AU2002239619A1 (en) | 2000-12-08 | 2002-06-18 | Peter J. Ortoleva | Methods for modeling multi-dimensional domains using information theory to resolve gaps in data and in theories |
FR2818753B1 (fr) | 2000-12-21 | 2003-03-21 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de prospection sismique par emission simultanee de signaux sismisques obtenus en codant un signal par des sequences pseudo aleatoires |
FR2821677B1 (fr) | 2001-03-05 | 2004-04-30 | Geophysique Cie Gle | Perfectionnements aux procedes d'inversion tomographique d'evenements pointes sur les donnees sismiques migrees |
US6473696B1 (en) * | 2001-03-13 | 2002-10-29 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
US6751558B2 (en) | 2001-03-13 | 2004-06-15 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
US6927698B2 (en) | 2001-08-27 | 2005-08-09 | Larry G. Stolarczyk | Shuttle-in receiver for radio-imaging underground geologic structures |
US6545944B2 (en) | 2001-05-30 | 2003-04-08 | Westerngeco L.L.C. | Method for acquiring and processing of data from two or more simultaneously fired sources |
US6882958B2 (en) | 2001-06-28 | 2005-04-19 | National Instruments Corporation | System and method for curve fitting using randomized techniques |
GB2379013B (en) | 2001-08-07 | 2005-04-20 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic signal processing |
US6593746B2 (en) | 2001-08-27 | 2003-07-15 | Larry G. Stolarczyk | Method and system for radio-imaging underground geologic structures |
US7672824B2 (en) | 2001-12-10 | 2010-03-02 | Westerngeco L.L.C. | Method for shallow water flow detection |
US7069149B2 (en) | 2001-12-14 | 2006-06-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for interpreting faults from a fault-enhanced 3-dimensional seismic attribute volume |
US7330799B2 (en) | 2001-12-21 | 2008-02-12 | Société de commercialisation des produits de la recherche appliquée-Socpra Sciences et Génie s.e.c. | Method and algorithm for using surface waves |
US6842701B2 (en) | 2002-02-25 | 2005-01-11 | Westerngeco L.L.C. | Method of noise removal for cascaded sweep data |
GB2387226C (en) | 2002-04-06 | 2008-05-12 | Westerngeco Ltd | A method of seismic surveying |
FR2839368B1 (fr) | 2002-05-06 | 2004-10-01 | Total Fina Elf S A | Methode de decimation de traces sismiques pilotee par le trajet sismique |
US6832159B2 (en) | 2002-07-11 | 2004-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent diagnosis of environmental influence on well logs with model-based inversion |
US6906981B2 (en) | 2002-07-17 | 2005-06-14 | Pgs Americas, Inc. | Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources |
FR2843202B1 (fr) | 2002-08-05 | 2004-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele representatif de la distribution d'une grandeur physique dans une zone souterraine, affranchi de l'effet de bruits correles entachant des donnees d'exploration |
WO2004034088A2 (en) | 2002-10-04 | 2004-04-22 | Paradigm Geophysical Corporation | Method and system for limited frequency seismic imaging |
GB2396448B (en) | 2002-12-21 | 2005-03-02 | Schlumberger Holdings | System and method for representing and processing and modeling subterranean surfaces |
US20040225483A1 (en) | 2003-02-24 | 2004-11-11 | Michal Okoniewski | Fdtd hardware acceleration system |
US6735527B1 (en) | 2003-02-26 | 2004-05-11 | Landmark Graphics Corporation | 3-D prestack/poststack multiple prediction |
US6999880B2 (en) | 2003-03-18 | 2006-02-14 | The Regents Of The University Of California | Source-independent full waveform inversion of seismic data |
WO2004095072A2 (en) | 2003-03-27 | 2004-11-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to convert seismic traces into petrophysical property logs |
US7072767B2 (en) | 2003-04-01 | 2006-07-04 | Conocophillips Company | Simultaneous inversion for source wavelet and AVO parameters from prestack seismic data |
WO2004095073A2 (en) | 2003-04-01 | 2004-11-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Shaped high frequency vibratory source |
NO322089B1 (no) | 2003-04-09 | 2006-08-14 | Norsar V Daglig Leder | Fremgangsmate for simulering av lokale prestakk dypmigrerte seismiske bilder |
GB2400438B (en) | 2003-04-11 | 2005-06-01 | Westerngeco Ltd | Determination of waveguide parameters |
FR2854468B1 (fr) * | 2003-04-29 | 2005-06-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour determiner un modele de vitesse d'ondes sismiques dans une formation souterrraine heterogene |
US6970397B2 (en) | 2003-07-09 | 2005-11-29 | Gas Technology Institute | Determination of fluid properties of earth formations using stochastic inversion |
US6882938B2 (en) | 2003-07-30 | 2005-04-19 | Pgs Americas, Inc. | Method for separating seismic signals from two or more distinct sources |
GB2405473B (en) | 2003-08-23 | 2005-10-05 | Westerngeco Ltd | Multiple attenuation method |
US6944546B2 (en) | 2003-10-01 | 2005-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for inversion processing of well logging data in a selected pattern space |
US6901333B2 (en) | 2003-10-27 | 2005-05-31 | Fugro N.V. | Method and device for the generation and application of anisotropic elastic parameters |
US7046581B2 (en) | 2003-12-01 | 2006-05-16 | Shell Oil Company | Well-to-well tomography |
US20050128874A1 (en) | 2003-12-15 | 2005-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources |
US7359283B2 (en) | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Pgs Americas, Inc. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
US7791980B2 (en) | 2004-05-21 | 2010-09-07 | Westerngeco L.L.C. | Interpolation and extrapolation method for seismic recordings |
FR2872584B1 (fr) | 2004-06-30 | 2006-08-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour simuler le depot sedimentaire dans un bassin respectant les epaisseurs des sequences sedimentaires |
EP1617309B1 (en) | 2004-07-15 | 2011-01-12 | Fujitsu Limited | Simulation technique with local grid refinement |
US7646924B2 (en) | 2004-08-09 | 2010-01-12 | David Leigh Donoho | Method and apparatus for compressed sensing |
US7480206B2 (en) | 2004-09-13 | 2009-01-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for earth modeling and seismic imaging using interactive and selective updating |
FR2876458B1 (fr) | 2004-10-08 | 2007-01-19 | Geophysique Cie Gle | Perfectionnement aux traitements sismiques pour la suppression des reflexions multiples |
GB2422433B (en) | 2004-12-21 | 2008-03-19 | Sondex Wireline Ltd | Method and apparatus for determining the permeability of earth formations |
US7373251B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-05-13 | Marathon Oil Company | Method for predicting quantitative values of a rock or fluid property in a reservoir using seismic data |
US7230879B2 (en) | 2005-02-12 | 2007-06-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for true relative amplitude correction of seismic data for normal moveout stretch effects |
WO2006090374A2 (en) | 2005-02-22 | 2006-08-31 | Paradigm Geophysical Ltd. | Multiple suppression in angle domain time and depth migration |
US7840625B2 (en) | 2005-04-07 | 2010-11-23 | California Institute Of Technology | Methods for performing fast discrete curvelet transforms of data |
WO2006122146A2 (en) | 2005-05-10 | 2006-11-16 | William Marsh Rice University | Method and apparatus for distributed compressed sensing |
BRPI0611627A2 (pt) | 2005-06-24 | 2011-05-31 | Exxonmobil Upstream Res Co | método implementado por computador para determinar parámetros de tipo de rocha e fluido de uma região de sub-superfìcie a partir de dados de reflexão sìsmicos medidos e método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma região subterránea |
US7405997B2 (en) | 2005-08-11 | 2008-07-29 | Conocophillips Company | Method of accounting for wavelet stretch in seismic data |
AU2006302736A1 (en) | 2005-10-18 | 2007-04-26 | Sinvent As | Geological response data imaging with stream processors |
AU2006235820B2 (en) | 2005-11-04 | 2008-10-23 | Westerngeco Seismic Holdings Limited | 3D pre-stack full waveform inversion |
FR2895091B1 (fr) | 2005-12-21 | 2008-02-22 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour mettre a jour un modele geologique par des donnees sismiques |
GB2436626B (en) | 2006-03-28 | 2008-08-06 | Westerngeco Seismic Holdings | Method of evaluating the interaction between a wavefield and a solid body |
US7620534B2 (en) | 2006-04-28 | 2009-11-17 | Saudi Aramco | Sound enabling computerized system for real time reservoir model calibration using field surveillance data |
US20070274155A1 (en) | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Ikelle Luc T | Coding and Decoding: Seismic Data Modeling, Acquisition and Processing |
US7725266B2 (en) | 2006-05-31 | 2010-05-25 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for 3D frequency domain waveform inversion based on 3D time-domain forward modeling |
US7599798B2 (en) | 2006-09-11 | 2009-10-06 | Westerngeco L.L.C. | Migrating composite seismic response data to produce a representation of a seismic volume |
EP2067112B1 (en) | 2006-09-28 | 2017-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources |
AU2007330350A1 (en) | 2006-12-07 | 2008-06-12 | Council Of Scientific & Industrial Research | A method for computing an exact impulse response of a plane acoustic reflector at zero offset due to a point acoustic source |
EP2104869B1 (en) | 2007-01-20 | 2012-01-25 | Spectraseis AG | Time reverse reservoir localization |
WO2008123920A1 (en) | 2007-04-10 | 2008-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separation and noise removal for multiple vibratory source seismic data |
US7715986B2 (en) | 2007-05-22 | 2010-05-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for identifying and removing multiples for imaging with beams |
JP2009063942A (ja) | 2007-09-10 | 2009-03-26 | Sumitomo Electric Ind Ltd | 遠赤外線カメラ用レンズ、レンズユニット及び撮像装置 |
US20090070042A1 (en) | 2007-09-11 | 2009-03-12 | Richard Birchwood | Joint inversion of borehole acoustic radial profiles for in situ stresses as well as third-order nonlinear dynamic moduli, linear dynamic elastic moduli, and static elastic moduli in an isotropically stressed reference state |
US20090083006A1 (en) | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Randall Mackie | Methods and apparatus for three-dimensional inversion of electromagnetic data |
WO2009067041A1 (en) | 2007-11-19 | 2009-05-28 | Steklov Mathematical Institute Ras | Method and system for evaluating the characteristic properties of two contacting media and of the interface between them based on mixed surface waves propagating along the interface |
US20090164186A1 (en) | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd. | Method for determining improved estimates of properties of a model |
NZ586591A (en) | 2008-01-08 | 2012-05-25 | Exxonmobil Upstream Res Co | Spectral shaping inversion and migration of seismic data |
US8577660B2 (en) | 2008-01-23 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Three-dimensional mechanical earth modeling |
US8812282B2 (en) | 2008-03-21 | 2014-08-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient method for inversion of geophysical data |
EP2265975A4 (en) | 2008-03-28 | 2017-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Surface wave mitigation in spatially inhomogeneous media |
EP2105765A1 (en) | 2008-03-28 | 2009-09-30 | Schlumberger Holdings Limited | Simultaneous inversion of induction data for dielectric permittivity and electric conductivity |
US8275592B2 (en) | 2008-04-07 | 2012-09-25 | Westerngeco L.L.C. | Joint inversion of time domain controlled source electromagnetic (TD-CSEM) data and further data |
US8494777B2 (en) | 2008-04-09 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous microseismic mapping for real-time 3D event detection and location |
US8345510B2 (en) | 2008-06-02 | 2013-01-01 | Pgs Geophysical As | Method for aquiring and processing marine seismic data to extract and constructively use the up-going and down-going wave-fields emitted by the source(s) |
WO2010019070A1 (en) | 2008-08-14 | 2010-02-18 | Schlumberger Canada Limited | Method and a system for monitoring a logging tool position in a borehole |
US8559270B2 (en) | 2008-08-15 | 2013-10-15 | Bp Corporation North America Inc. | Method for separating independent simultaneous sources |
CA2731985C (en) | 2008-08-15 | 2016-10-25 | Bp Corporation North America Inc. | Method for separating independent simultaneous sources |
US20100054082A1 (en) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Acceleware Corp. | Reverse-time depth migration with reduced memory requirements |
US8296069B2 (en) | 2008-10-06 | 2012-10-23 | Bp Corporation North America Inc. | Pseudo-analytical method for the solution of wave equations |
US7616523B1 (en) | 2008-10-22 | 2009-11-10 | Pgs Geophysical As | Method for combining pressure and motion seismic signals from streamers where sensors are not at a common depth |
US9213119B2 (en) | 2008-10-29 | 2015-12-15 | Conocophillips Company | Marine seismic acquisition |
US20100118651A1 (en) | 2008-11-10 | 2010-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for generation of images related to a subsurface region of interest |
US20100142316A1 (en) | 2008-12-07 | 2010-06-10 | Henk Keers | Using waveform inversion to determine properties of a subsurface medium |
US8095345B2 (en) | 2009-01-20 | 2012-01-10 | Chevron U.S.A. Inc | Stochastic inversion of geophysical data for estimating earth model parameters |
US8369184B2 (en) | 2009-01-26 | 2013-02-05 | Shotspotter, Inc. | Systems and methods with improved three-dimensional source location processing including constraint of location solutions to a two-dimensional plane |
US9052410B2 (en) | 2009-02-12 | 2015-06-09 | Conocophillips Company | Multiple seismic signal inversion |
WO2010095859A2 (ko) | 2009-02-17 | 2010-08-26 | Shin Changsoo | 지하구조 영상화 장치 및 방법 |
US8352190B2 (en) | 2009-02-20 | 2013-01-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for analyzing multiple geophysical data sets |
US9110191B2 (en) | 2009-03-30 | 2015-08-18 | Westerngeco L.L.C. | Multiple attenuation for ocean-bottom seismic data |
US8547794B2 (en) | 2009-04-16 | 2013-10-01 | Baker Hughes Incorporated | Extending the coverage of VSP/CDP imaging by using first-order downgoing multiples |
US9075163B2 (en) | 2009-04-17 | 2015-07-07 | Westerngeco L.L.C. | Interferometric seismic data processing |
US8176284B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-05-08 | Texas Memory Systems, Inc. | FLASH-based memory system with variable length page stripes including data protection information |
US20110044127A1 (en) | 2009-08-19 | 2011-02-24 | Clement Kostov | Removing free-surface effects from seismic data acquired in a towed survey |
US8923093B2 (en) | 2009-08-25 | 2014-12-30 | Westerngeco L.L.C. | Determining the quality of a seismic inversion |
CA2767757A1 (en) | 2009-09-09 | 2011-03-17 | Conocophillips Company | Dip guided full waveform inversion |
WO2011040926A1 (en) | 2009-10-01 | 2011-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods of locating downhole anomalies |
US9244181B2 (en) | 2009-10-19 | 2016-01-26 | Westerngeco L.L.C. | Full-waveform inversion in the traveltime domain |
GB2490051B (en) | 2009-12-07 | 2015-04-01 | Geco Technology Bv | Simultaneous joint inversion of surface wave and refraction data |
FR2955396B1 (fr) | 2010-01-15 | 2013-03-01 | Cggveritas Services Sa | Dispositif de traitement de donnees sismiques marines |
US9482775B2 (en) | 2010-01-22 | 2016-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time formation anisotropy and dip evaluation using tri-axial induction measurements |
US8619500B2 (en) | 2010-01-25 | 2013-12-31 | Frederick D. Gray | Methods and systems for estimating stress using seismic data |
US8265875B2 (en) | 2010-01-29 | 2012-09-11 | Westerngeco L.L.C. | Interpolation of periodic data |
AU2010344186B2 (en) | 2010-01-29 | 2016-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Temporary field storage of gas to optimize field development |
US8537638B2 (en) * | 2010-02-10 | 2013-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for subsurface parameter estimation in full wavefield inversion and reverse-time migration |
WO2011112932A1 (en) | 2010-03-12 | 2011-09-15 | Cggveritas Services (Us) Inc. | Methods and systems for performing azimuthal simultaneous elatic inversion |
US8680865B2 (en) | 2010-03-19 | 2014-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Single well reservoir imaging apparatus and methods |
US20110235464A1 (en) | 2010-03-24 | 2011-09-29 | John Brittan | Method of imaging the earth's subsurface during marine seismic data acquisition |
US8223587B2 (en) | 2010-03-29 | 2012-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full wavefield inversion using time varying filters |
US9176244B2 (en) | 2010-03-31 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Data set inversion using source-receiver compression |
US8576663B2 (en) | 2010-04-30 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Multicomponent seismic inversion of VSP data |
KR101167715B1 (ko) | 2010-04-30 | 2012-07-20 | 서울대학교산학협력단 | 복소 구배 최소자승법에의한 파형 역산을 이용한 지하 구조의 영상화 장치 및 방법 |
US8694299B2 (en) | 2010-05-07 | 2014-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data |
US8756042B2 (en) | 2010-05-19 | 2014-06-17 | Exxonmobile Upstream Research Company | Method and system for checkpointing during simulations |
CN102947233B (zh) | 2010-06-15 | 2016-01-27 | 电化株式会社 | 透光性硬质基板层叠体的制造方法 |
US20110320180A1 (en) | 2010-06-29 | 2011-12-29 | Al-Saleh Saleh M | Migration Velocity Analysis of Seismic Data Using Common Image Cube and Green's Functions |
US8612188B2 (en) | 2010-07-12 | 2013-12-17 | The University Of Manchester | Wave modelling |
WO2012024025A1 (en) | 2010-08-16 | 2012-02-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reducing the dimensionality of the joint inversion problem |
US8243548B2 (en) | 2010-08-27 | 2012-08-14 | Board Of Regents Of The University Of Texas System | Extracting SV shear data from P-wave seismic data |
US20120051176A1 (en) | 2010-08-31 | 2012-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Reverse time migration back-scattering noise removal using decomposed wavefield directivity |
US8781748B2 (en) | 2010-09-20 | 2014-07-15 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for generating images of subsurface structures |
KR101908278B1 (ko) | 2010-09-27 | 2018-10-17 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 풀 파동장 반전을 위한 실제적인 해결책으로서의 동시 소스 인코딩 및 소스 분리 |
BR112013002847A2 (pt) | 2010-09-27 | 2016-06-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | método híbrido para inversão de forma de onda completa que usa um método de fonte simultânea e sequencial |
US8437998B2 (en) | 2010-09-27 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method |
GB2497055A (en) | 2010-09-28 | 2013-05-29 | Shell Int Research | Earth model estimation through an acoustic full waveform inversion of seismic data |
AU2011337143B2 (en) | 2010-12-01 | 2016-09-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Simultaneous source inversion for marine streamer data with cross-correlation objective function |
US9134442B2 (en) | 2010-12-16 | 2015-09-15 | Bp Corporation North America Inc. | Seismic acquisition using narrowband seismic sources |
US9702994B2 (en) | 2011-02-18 | 2017-07-11 | Westerngeco L.L.C. | Waveform inversion by multiple shot-encoding for non-fixed spread geometries |
AU2012233133B2 (en) | 2011-03-30 | 2014-11-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping |
US20120275267A1 (en) | 2011-04-26 | 2012-11-01 | Ramesh Neelamani | Seismic Data Processing |
WO2012158452A1 (en) | 2011-05-13 | 2012-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Couple time-distance dependent swept frequency source acquisition design and data de-noising |
US20120316790A1 (en) | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for data inversion with phase extrapolation |
US20120316844A1 (en) | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for data inversion with phase unwrapping |
US20120316791A1 (en) | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for seismic data inversion by non-linear model update |
US9075159B2 (en) | 2011-06-08 | 2015-07-07 | Chevron U.S.A., Inc. | System and method for seismic data inversion |
US9176930B2 (en) | 2011-11-29 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion |
KR101262990B1 (ko) | 2011-12-08 | 2013-05-10 | 서울대학교산학협력단 | 단계별 파형역산을 통한 지하매질 구조 추정 방법 및 장치 |
AU2013230789B2 (en) | 2012-03-08 | 2016-02-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Orthogonal source and receiver encoding |
US9541661B2 (en) | 2012-04-19 | 2017-01-10 | Cgg Services Sa | Device and method for deghosting variable depth streamer data |
US9435905B2 (en) | 2012-04-19 | 2016-09-06 | Cgg Services Sa | Premigration deghosting of seismic data with a bootstrap technique |
US20130311149A1 (en) | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Yaxun Tang | Tomographically Enhanced Full Wavefield Inversion |
-
2014
- 2014-05-07 CN CN201480031659.1A patent/CN105308479B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-05-07 EP EP14727351.0A patent/EP3004938A1/en not_active Withdrawn
- 2014-05-07 CA CA2909105A patent/CA2909105C/en not_active Expired - Fee Related
- 2014-05-07 KR KR1020157036372A patent/KR101861060B1/ko active IP Right Grant
- 2014-05-07 US US14/272,020 patent/US9702993B2/en active Active
- 2014-05-07 WO PCT/US2014/037122 patent/WO2014189679A1/en active Application Filing
- 2014-05-07 AU AU2014268976A patent/AU2014268976B2/en not_active Ceased
- 2014-05-07 SG SG11201508195PA patent/SG11201508195PA/en unknown
- 2014-05-07 BR BR112015025516A patent/BR112015025516A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2014-05-07 MY MYPI2015002503A patent/MY169125A/en unknown
- 2014-05-07 MX MX2015014703A patent/MX346526B/es active IP Right Grant
- 2014-05-07 RU RU2015148923A patent/RU2615591C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1996007935A1 (en) * | 1994-09-02 | 1996-03-14 | Exxon Production Research Company | Method for deriving reservoir lithology and fluid content from pre-stack inversion of seismic data |
US20040220743A1 (en) * | 2003-04-30 | 2004-11-04 | Conocophillips Company | Method for determining shear-wave velocity model for depth migration of mode-converted data |
CN101329405B (zh) * | 2007-06-20 | 2011-02-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种简单的多参数地震反演方法 |
US20100177595A1 (en) * | 2009-01-13 | 2010-07-15 | Vijay Khare | Using Seismic Attributes for Data Alignment and Seismic Inversion In Joint PP/PS Seismic Analysis |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Jeffrey A. Larsen, Gary F. Margrave, Han-xing Lu and Colin C. Potter, ";Simultaneous P-P and P-S inversion by weighted stacking applied to the Blackfoot 3C-3D survey";, CREWES Research Report — Volume 10 (1998), p.50-1 -50-21. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
SG11201508195PA (en) | 2015-12-30 |
CN105308479B (zh) | 2017-09-26 |
US20140350861A1 (en) | 2014-11-27 |
CA2909105C (en) | 2018-08-28 |
MX346526B (es) | 2017-03-23 |
AU2014268976A1 (en) | 2015-12-10 |
MX2015014703A (es) | 2016-03-07 |
BR112015025516A2 (pt) | 2017-07-18 |
US9702993B2 (en) | 2017-07-11 |
EP3004938A1 (en) | 2016-04-13 |
AU2014268976B2 (en) | 2016-12-22 |
KR101861060B1 (ko) | 2018-05-28 |
CA2909105A1 (en) | 2014-11-27 |
WO2014189679A1 (en) | 2014-11-27 |
CN105308479A (zh) | 2016-02-03 |
MY169125A (en) | 2019-02-18 |
KR20160013970A (ko) | 2016-02-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2615591C1 (ru) | Многопараметрическая инверсия через зависящую от сдвига упругую полноволновую инверсию (fwi) | |
DK1746443T3 (en) | A method of calculating the elastic parameters and stone composition of subterranean formations using seismic data | |
Liang‐Guo et al. | Objective‐Function Behavior in Acoustic Full‐Waveform Inversion | |
AU2014254449B2 (en) | Seismic velocity model updating and imaging with elastic wave imaging | |
US11243318B2 (en) | Method and apparatus for unambiguously estimating seismic anisotropy parameters | |
US20100004870A1 (en) | Method of Joint Inversion of Seismic Data Represented on Different Time Scales | |
Toverud et al. | Comparison of seismic attenuation models using zero-offset vertical seismic profiling (VSP) data | |
EP1624321A1 (fr) | Méthode pour construire un modèle d'un milieu hétérogène décrit par plusieurs paramètres à partir de données exprimées dans des échelles de temps différentes | |
WO2011124532A1 (en) | A process for characterising the evolution of a reservoir | |
Witten et al. | Extended wave-equation imaging conditions for passive seismic data | |
EP3183599B1 (en) | Joint inversion of compressional and shear seismic data in native time domains | |
Liner et al. | SPICE: A new general seismic attribute | |
Zeng et al. | Recent progress in analysis of seismically thin beds | |
US11635540B2 (en) | Methods and devices performing adaptive quadratic Wasserstein full-waveform inversion | |
Luo et al. | Registration-free multicomponent joint AVA inversion using optimal transport | |
EP3575835B1 (en) | Method and system performing joint vvaz and avaz inversion | |
Al-Rahim et al. | Subsurface 3D prediction porosity model from converted seismic and well data using model based inversion technique | |
Haiba | Inverse Attenuation-Filtering | |
Chen et al. | Joint inversion of PP-and PSV-wave amplitudes for attenuation factors | |
Qambar | Seismic Attributes | |
Asplet et al. | Shear-wave attenuation anisotropy: a fluid detection tool | |
Nzikou et al. | Estimating elastic wave velocities, attenuation factors, and their frequency dependency by inverting ultrasonic waveforms | |
Lindwall et al. | Fast Thin? layer Inversion (Theory) | |
Beresford | Elastic modelling of reflectivity and AVO at the Elang Formation, Laminaria East |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180508 |