RU2649214C1 - Эффективные способы линейного поиска при многопараметрической инверсии полного волнового поля - Google Patents
Эффективные способы линейного поиска при многопараметрической инверсии полного волнового поля Download PDFInfo
- Publication number
- RU2649214C1 RU2649214C1 RU2016148177A RU2016148177A RU2649214C1 RU 2649214 C1 RU2649214 C1 RU 2649214C1 RU 2016148177 A RU2016148177 A RU 2016148177A RU 2016148177 A RU2016148177 A RU 2016148177A RU 2649214 C1 RU2649214 C1 RU 2649214C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- search
- model
- linear
- linear search
- pass
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 86
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 claims description 8
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 4
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000033458 reproduction Effects 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 230000017105 transposition Effects 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
- G01V1/32—Transforming one recording into another or one representation into another
-
- 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
- G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
-
- 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
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
- G01V1/368—Inverse filtering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V20/00—Geomodelling in general
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
- G06F17/10—Complex mathematical operations
- G06F17/11—Complex mathematical operations for solving equations, e.g. nonlinear equations, general mathematical optimization problems
- G06F17/12—Simultaneous equations, e.g. systems of linear equations
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/40—Transforming data representation
- G01V2210/42—Waveform, i.e. using raw or pre-filtered trace data
-
- 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
- G01V2210/63—Seismic attributes, e.g. amplitude, polarity, instant phase
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Mathematical Optimization (AREA)
- Computational Mathematics (AREA)
- Pure & Applied Mathematics (AREA)
- Mathematical Analysis (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
- Databases & Information Systems (AREA)
- Software Systems (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Algebra (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Image Analysis (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Предложен способ одновременного обращения сейсмических данных полного волнового поля для многочисленных классов параметров физических свойств (например, скорости и анизотропии), включающий в себя вычисление градиента, то есть направления поиска, целевой функции для каждого класса параметров. Далее осуществляют применение первого прохода независимого линейного поиска (предпочтительно, исчерпывающего) к каждому классу параметров, чтобы получить соответствующую длину шага по направлению поиска для каждого класса параметров. Способ также включает использование длин шагов, чтобы задать относительное масштабирование между градиентами всех классов параметров. Далее каждое масштабированное направление поиска рекомбинируют, чтобы образовать новое направление поиска, и второй проход нового линейного поиска выполняют по новому направлению поиска, а все параметры одновременно обновляют в соответствии с полученной длиной шага. В отличие от варианта осуществления предшествующего альтернирующего двухпроходного поиска модель можно обновлять после каждого первого прохода линейного поиска и не выполнять для этого второй проход линейного поиска. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 10 з.п. ф-лы, 13 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
[01] По этой заявке испрашивается преимущество приоритета предварительной заявки №61/990860 на патент США, поданной 9 мая 2014 года, под названием ʺEfficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversionʺ, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[02] В общем, это раскрытие относится к области геофизической разведки углеводородов, а более конкретно, к обработке сейсмических данных. В частности, раскрытие относится к способу выполнения эффективных линейных поисков при многопараметрической инверсии полного волнового поля (ИПВП) сейсмических данных для получения модели физических свойств геологической среды. Такая модель может быть полезной при разведке или добыче углеводородов.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[03] Инверсия полного волнового поля является нелинейным способом инверсии, которым восстанавливают модель геологической среды путем минимизации несоответствия между моделируемыми и наблюдаемыми сейсмическими волновыми полями. Вследствие высоких вычислительных затрат, связанных с инверсией полного волнового поля, при обычных реализациях используют способы локальной оптимизации для оценивания оптимальных параметров модели. Широко используемым способом локальной оптимизации является градиентный способ первого порядка (например, способ скорейшего спуска или нелинейных сопряженных градиентов), в котором только информацию о градиенте целевой функции используют для определения направления поиска. Хотя градиентный способ первого порядка является относительно эффективным, поскольку для него требуется вычисление только градиента целевой функции, его сходимость обычно является медленной. Сходимость инверсии полного волнового поля можно значительно улучшить при использовании способа второго порядка. Эта улучшенная сходимость достигается, поскольку в способах второго порядка используют информацию как о градиенте, так и кривизне целевой функции для определения оптимального направления поиска в пространстве параметров модели. (Единичный вектор s направления поиска связан с процессом обновления модели в соответствии с m обновленная=m+αs, где α (скалярная величина) является длиной шага).
[04] Основное различие между способами первого и второго порядков заключается в том, что в способах второго порядка градиент предобуславливают при использовании обратного гессиана (например, способа Гаусса-Ньютона/Ньютона) или при использовании обратного или проектируемого гессиана (например, способа подпространства). Гессиан представляет собой матрицу частных производных второго порядка целевой функции по параметрам модели. В общем случае способы второго порядка являются привлекательными не только вследствие их относительно высокой скорости сходимости, но также и вследствие возможности уравновешивания градиентов для различных классов параметров и выполнения значащих обновлений классов параметров с различной чувствительностью данных (например, скорости, анизотропии, затухания и т.д.) в контексте многопараметрической инверсии. В способах второго порядка оптимальное масштабирование классов параметров с использованием гессиана является критическим при многопараметрической инверсии, если такие классы параметров должны быть обращены одновременно. Однако поскольку для этого требуются значительные затраты на вычисление инверсии гессиана, это является главным препятствием широкого использования на практике способов второго порядка. Другой недостаток способов второго порядка заключается в том, что в случае, если целевая функция не является квадратичной или выпуклой (например, когда исходная модель далека от истинной модели), гессиан или его приближение может неточно прогнозировать форму целевой функции. Следовательно, градиенты для различных классов параметров могут не масштабироваться надлежащим образом, что может приводить к субоптимальным направлениям поиска.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[05] В одном варианте осуществления изобретением является способ итеративного обращения сейсмических данных для одновременного получения модели по меньшей мере двух физических свойств геологической среды, при этом способ содержит:
(а) для каждого физического свойства вычисление градиента целевой функции применительно к параметрам физического свойства, при этом целевая функция определяет несоответствие между всеми сейсмическими данными или частью сейсмических данных и соответствующими моделируемыми на основе модели сейсмическими данными;
(b) для каждого физического свойства вычисление направления поиска в пространстве модели на основании градиента;
(с) чередование линейных поисков между направлениями поиска или среди них для по меньшей мере двух физических свойств, чтобы определить оптимальные длины шагов по каждому из направлений поиска; и
(d) использование оптимальных длин шагов для обновления модели.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[06] Настоящее изобретение и преимущества его станут более понятными при обращении к нижеследующему подробному описанию и сопровождающим чертежам, на которых:
фиг. 1 - иллюстрация оптимального направления поиска в альтернирующем однопроходном линейном поиске согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2 - иллюстрация субоптимального направления поиска, которое может проистекать из альтернирующего однопроходного линейного поиска согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 3 - иллюстрация оптимального направления поиска при использовании альтернирующего двухпроходного линейного поиска согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 4А-4F - иллюстрации тестового примера способа настоящего изобретения, исходной модели и конечной обращенной модели двух параметров (скорости и анизотропии), и приведенных для сравнения данных после миграции при использовании исходной и конечной моделей;
фиг. 5 - блок-схема последовательности действий, показывающая основные этапы альтернирующего однопроходного линейного поиска согласно способу настоящего изобретения;
фиг. 6 - блок-схема последовательности действий, показывающая основные этапы альтернирующего двухпроходного линейного поиска согласно способу настоящего изобретения; и
фиг. 7 - блок-схема последовательности действий, показывающая основные этапы расширенного альтернирующего двухпроходного линейного поиска, раскрытого в этой заявке, в котором способ каскадной инверсии объединен с альтернирующим двухпроходным линейным поиском.
[07] Вследствие ограничений, накладываемых правилами выдачи патентов на использование цвета на чертежах, некоторые из фиг. 4А-4F представляют собой черно-белые репродукции чертежей, исходно выполненных в цвете.
[08] Изобретение будет описано применительно к примерам вариантов осуществления. Однако в той части, в которой нижеследующее подробное описание является характерным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования изобретения, оно предполагается только иллюстративным и не должно толковаться как ограничивающее объем изобретения. С другой стороны, оно предполагается охватывающим все варианты, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в объем изобретения, определяемый прилагаемой формулой изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРИМЕРОВ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
[09] Настоящим изобретением ликвидируется разрыв между способами оптимизации первого порядка и второго порядка путем использования того, что можно назвать альтернирующим одно/двухпроходным способом линейного поиска, для которого не требуется подробная информация из матрицы Гесса, но которым аппроксимируют информацию второго порядка в продолжение последовательных линейных поисков. Будет показано, что способом настоящего изобретения можно надлежащим образом масштабировать градиенты для классов параметров с различной чувствительностью данных и можно одновременно выполнять важные обновления многочисленных классов параметров. На практике, способ настоящего изобретения может быть более робастным, чем основанный на гессиане способ второго порядка, поскольку не предполагается, что целевая функция является квадратичной, и он также может быть значительно менее затратным, если каждый линейный поиск может быть эффективно реализован.
[10] Хотя для простоты теория описывается с использованием двух классов параметров, изобретение применимо для одновременной инверсии любого количества классов параметров и распространение способов на количество классов параметров больше двух является простым. В случае, когда два класса параметров должны быть обращены, модель можно выразить в виде вектора, содержащего две различные подмодели, то есть , где m 1 и m 2 представляют собой первый и второй класс параметров модели, соответственно, где Т обозначает результат транспозиции. Направление поиска при текущей итерации s является конкатенацией направлений поиска для обоих этих классов параметров и может быть записано в следующем виде:
где s 1 и s 2 представляют собой направления поиска первого и второго класса параметров, соответственно. Способом первого порядка обычно обновляют модель m совместно с направлением s. Одна основная проблема этого способа заключается в том, что, если классы параметров модели являются физическими величинами с очень различными единицами измерений и чувствительностями к целевой функции инверсии полного волнового поля (например, скорости, анизотропии, затухания и т.д.), то результирующее направление поиска, получаемое на основании градиента инверсии полного волнового поля, обычно будет иметь совершенно разные величины, то есть величина s 1 может значительно отличаться от величины s 2. В инверсии полного волнового поля это часто приводит к выбору траектории сходимости, по которой преимущественно обновляются классы параметров, являющиеся более чувствительными к целевой функции, тогда как сохраняются классы параметров, которые являются менее чувствительными к целевой функции, обновляемыми с трудом. Следовательно, инверсия полного волнового поля может сходиться к субоптимальному решению. Ниже описываются два различных варианта осуществления альтернирующего способа на основе линейного поиска, в котором эта проблема решена совместно с задачей обеспечения оптимальных обновлений одновременно для всех классов параметров без систематической ошибки для определенных классов параметров вследствие различных единиц измерения или чувствительности данных.
Способ I. Альтернирующий однопроходный линейный поиск
[11] Для начала определяют два базисных вектора, каждый из которых содержит направление поиска для конкретного класса параметров модели:
где 0 обозначает вектор, содержащий нули. После этого исходное направление поиска можно записать как сумму приведенных выше двух базисных векторов, которые ортогональны друг к другу (то есть, ).
[12] В этом первом способе два класса параметров модели обновляют с чередованием при использовании основных этапов, показанных на фиг. 5. Текущую модель 52 используют для моделирования прогнозируемых данных, которые объединяют с измеряемыми данными 51 для вычисления целевой функции, а затем на этапе 53 вычисляют градиент целевой функции применительно к первому параметру модели, чтобы получить направление поиска на этапе 54. На этапе 55 выполняют линейный поиск по направлению и модель обновляют. Поскольку является ненулевым только для первого класса параметров, будет обновляться только класс параметров. В таком случае после обновления модели выполняют линейный поиск по направлению и модель опять обновляют (этап 56). Поскольку в этом случае является ненулевым только для второго класса параметров, то, как показано на фиг. 1, будет обновляться только класс m 2 параметров. В этом способе одна итерация инверсии полного волнового поля относится к процессу обновления обоих классов параметров при этом чередовании, и на этапе 57 процесс повторяют для еще одной итерации до тех пор, пока она не сойдется в соответствии с некоторым критерием сходимости или не достигнет другой точки остановки. Поскольку m 1 и m 2 обновляют независимо, масштабный дисбаланс направлений поиска (или градиентов), описанный выше, преодолевается. Затем все классы параметров получают существенные обновления при чередовании. Этот способ может быть назван альтернирующим однопроходным линейным поиском. Один возможный недостаток этого способа заключается в том, что порядок последовательных линейных поисков может влиять на траекторию сходимости, и это может приводить к петлевой траектории сходимости (фиг. 2).
[013] Более подробно, линейный поиск включает в себя модельные сейсмические данные для различных длин шагов по направлению поиска в пространстве параметров весьма многомерной модели. Выбирают длину шага, при которой минимизируется несоответствие между модельными данными и измеряемыми данными. В способе I, описанном выше, после обновления первого физического свойства в модели на следующем этапе эту обновленную модель используют, чтобы выполнить моделирование данных для линейного поиска, чтобы обновить второе физическое свойство. Хотя при этом втором линейном поиске обновляют только второе физическое свойство, обновление первого физического свойства на основании первого линейного поиска будет влиять на модельные данные при втором линейном поиске и поэтому будет влиять на результирующее обновление второго физического свойства.
[14] Для дальнейшего пояснения фиг. 1 решение показано звездой в центре контуров целевых функций, которые представляют собой эллипсы, а не окружности, поскольку параметр m 1 модели является более чувствительным, чем m 2, к целевой функции. На фиг. 1 показано, что в этой ситуации решение может быть достигнуто за один цикл итерационного процесса при выполнении двух независимых этапов с использованием альтернирующего однопроходного линейного поиска согласно варианту осуществления способа настоящего изобретения. На фиг. 1 также показано, что традиционный линейный поиск s отклоняется от правильного направления, и потребуется дополнительное количество итераций для достижения решения. На фиг. 2 показан случай, когда альтернирующий однопроходный линейный поиск может быть проблематичным, то есть, когда m 1 и m 2 связаны, как показано контуром целевой функции, который наклонен, и это означает сильную корреляцию между этими двумя классами параметров. В таких случаях при альтернирующем однопроходном линейном поиске могут потребоваться дополнительные итерации для нахождения оптимального направления поиска. На фиг. 3 показано, каким образом эта проблема может быть решена альтернирующим двухпроходным линейным поиском согласно варианту осуществления настоящего изобретения, поясняемым ниже.
Способ II. Альтернирующий двухпроходный линейный поиск
[015] Некоторые из идентифицированных выше недостатков способа I можно ослабить путем модификации способа I. Как показано на фиг. 6, данные 61 наблюдений и текущую модель 62 геологической среды используют при вычислении (этап 63) градиента целевой функции для каждого класса параметров, вычислении (этап 64) направления поиска для каждого класса параметров. На этапе 65 выполняют первый проход независимого линейного поиска для каждого класса параметров, используя направление поиска, вычисленное на этапе 64 для каждого класса параметров. Вычисленные длины шагов сохраняют, но обновление модели еще не выполняют. На этапе 66 один из аспектов этого модифицированного способа аналогичен так называемому способу подпространства (Kennett et al., 1988), в котором вместо обновления всех классов моделей чередованием сначала рекомбинируют два базисных вектора и , используя два масштабирующих множителя α и β, то есть длины шагов, для образования нового направления поиска в следующем виде:
После этого получают новое объединенное направление поиска, выполняют второй проход линейного поиска (используя новое направление поиска), чтобы одновременно обновить оба класса параметров (этап 67). Основное различие между этим способом и хорошо известным способом подпространства (Kennett et al., 1988) заключается в оценивании масштабирующих множителей α и β. В способе подпространства масштабирующий множители определяют, обращая следующую проекционную матрицу Гесса:
где Н - матрица Гесса. В предпочтительных вариантах осуществления способа II вместо использования гессиана оценивают оптимальные масштабирующие множители в продолжение линейных поисков (этап 65). В этом двухпараметрическом примере способа II из настоящего раскрытия прежде всего выполняют два независимых линейных поиска согласно нижеследующему:
(i) сначала оптимальную длину α шага задают так, чтобы минимизировать целевую функцию по направлению поиска, определяемому , но модель фактически не обновляют;
(ii) затем оптимальную длину β шага задают так, чтобы минимизировать целевую функцию по направлению поиска, определяемому , также без фактического обновления модели.
[16] Заметим, что в способе не обновляют параметры модели, используя оцениваемые длины шагов, и это представляет собой одно из основных различий между этим способом двухпроходного линейного поиска и ранее описанным способом однопроходного линейного поиска. После определения масштабирующих множителей новое направление поиска образуют, используя уравнение (4). Затем выполняют второй проход линейного поиска, используя новое направление s новое поиска, чтобы обновить оба класса параметров, то есть делают попытку найти такую длину λ шага, при которой целевая функция минимизируется по направлению s новое. Этот способ можно назвать способом альтернирующего двухпроходного линейного поиска: при первом проходе линейного поиска определяют относительное масштабирование между различными компонентами поиска и оцениваемое масштабирование используют для эффективного поворота исходного направления поиска, чтобы получить новое направление поиска; затем на втором проходе линейного поиска обновляют параметры модели, используя новое направление поиска. Поскольку масштабирующие множители определяют при независимых линейных поисках, то масштабирование исходного направления поиска (или градиента) после этого можно корректировать, используя оцениваемые масштабирующие множители. Относительные величины каждого компонента объединенного направления поиска определяются главным образом чувствительностью каждого класса параметров по направлению базисного вектора, то есть чувствительностью m 1 по направлению s 1 и чувствительностью m 2 по направлению s 2.
Практические соображения и расширения
Определение масштабирования при исчерпывающем поиске
[17] В способе альтернирующего двухпроходного линейного поиска, раскрытом в этой заявке, одна задача заключается в том, что при первом проходе линейного поиска находят надлежащие масштабирующие множители (длины шагов) для каждого класса параметров. Для этого можно выполнить исчерпывающий линейный поиск, чтобы найти точки перегиба при выполнении первого прохода линейного поиска. Например, применительно к инверсии двух классов параметров это означает итерационное сканирование значений целевой функции при возмущении соединенной в цепь модели m по направлению поиска для диапазона сил возмущения (фактически это означает сканирование m 1 по s 1, поскольку второй компонент равен нулю). Линейный поиск завершают, когда значение целевой функции больше, чем предшествующее значение целевой функции. Возвращенное значение α используют в качестве масштабирующего множителя, чтобы придать вес направлению поиска для первого класса параметров. Ниже изложен алгоритм, которым иллюстрируется исчерпывающий линейный поиск:
do while
α i ←α i +Δα
i←i+1
end
где Δα - вводимое пользователем значение приращения, а J - значение целевой функции. Подобным же образом оптимальный масштабирующий множитель β для второго класса параметров может быть найден при возмущении m по направлению .
Расширенное, включающее методологию каскадное разложение наборов данных
[18] Кроме того, способ настоящего изобретения может быть расширен путем включения способа каскадной инверсии, описанного в родственной заявке на изобретение ʺA method for estimating multiple subsurface parameters by cascaded inversion of wavefield componentʺ, изобретатели Ayeni и соавторы, которая путем ссылки включена в эту заявку во все разделы, которые допускают это. Это расширение позволяет без труда накладывать условия на оцениваемые градиенты (и следовательно, на направления поиска) при использовании частей данных, наиболее чувствительных к индивидуальным классам параметров. Вариант осуществления расширенного способа настоящего изобретения кратко изложен на блок-схеме последовательности действий из фиг. 7. Расширенный способ, раскрытый в этой заявке, отличается от способа, описанного Ayeni и соавторами, по меньшей мере тем, что в настоящем изобретении все классы параметров обновляются одновременно при каждой итерации, тогда как в инверсии, представленной Ayeni и соавторами, при каждой итерации обновляется только один класс параметров.
Рассмотрение затрат при многочисленных линейных поисках
[19] По сравнению с обычными градиентными способами первого порядка в альтернирующем одно/двухпроходном способе необходимо выполнять намного больше линейных поисков, которые могут быть затратными. Чтобы ослабить эти недостатки, можно использовать только небольшой поднабор (поднаборы) излучений источника, которые предпочтительно случайным образом выбирать из всей съемки для выполнения линейных поисков. Эти случайным образом выбираемые излучения можно использовать при первом проходе и/или втором проходе линейных поисков.
ПРИМЕРЫ
[20] В качестве тестового примера способ альтернирующего двухпроходного линейного поиска, описанный в этой заявке, был применен к анизотропной (вертикально-поперечной изотропной) инверсии образца трехмерных полевых данных. В этом примере одновременно обращали два класса параметров: параметр η анизотропии Томсона и скорость VНПВ с учетом нормального приращения времени. В течение инверсии другой параметр δ анизотропии Томсона полагали равным нулю и он был фиксированным в продолжение инверсии. На фиг. 4A-4F представлены для сравнения модели и мигрированные сейсмограммы, полученные на основании исходных и обращенных моделей. На фиг. 4А и 4D показаны сейсмограммы глубинной миграции Кирхгофа, полученные на основании исходной (4А) и конечной (4D) моделей. На фигурах 4В и 4Е показаны исходная и конечная модели η, соответственно, тогда как на фиг. 4С и 4F показаны исходная и обращенная модели VНПВ. Заметим, что мигрированные сейсмограммы после применения миграции с использованием обращенных моделей VНПВ и η при инверсии полного волнового поля, полученные по способу альтернирующего двухпроходного линейного поиска (мигрированные сейсмограммы, показанные на 4D), являются плоскими относительно сейсмограмм, показанных на фиг. 4А, миграция которых была выполнена с использованием начальных моделей, что показывает точность полученных моделей.
[21] Приведенное выше описание касается конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, предназначенных для иллюстрации его. Однако для специалиста в данной области техники очевидно, что возможны многочисленные модификации и изменения вариантов осуществления, описанных в этой заявке. Все такие модификации и изменения предполагаются находящимися в объеме настоящего изобретения, определяемом прилагаемой формулой изобретения. Как должно быть очевидно для специалистов в данной области техники, все практические применения способа настоящего изобретения осуществляются при использовании компьютера, программируемого в соответствии с раскрытием предмета изобретения, изложенным в этой заявке.
Список литературы
1) Kennett B. L. N., M. S. Sambridge and P.R. Williamson, ʺSubspace methods for large inverse problems with multiple parameter classesʺ, Geophysical Journal, 94, 237-247 (1988).
Claims (22)
1. Способ итеративного обращения сейсмических данных для одновременного получения модели по меньшей мере двух физических свойств геологической среды, при этом способ содержит этапы, на которых:
(а) для каждого физического свойства вычисляют градиент целевой функции применительно к параметрам физического свойства, при этом целевая функция определяет несоответствие между всеми сейсмическими данными или частью их и соответствующими моделируемыми на основе модели сейсмическими данными;
(b) для каждого физического свойства вычисляют направление поиска в пространстве модели на основании градиента;
(с) выполняют чередование линейных поисков между направлениями поиска или среди них для по меньшей мере двух физических свойств, чтобы определить оптимальные длины шагов по каждому из направлений поиска; и
(d) используют оптимальные длины шагов для обновления модели.
2. Способ по п. 1, в котором этапы (с)-(d) содержат:
(i) выполнение первого линейного поиска для первого физического свойства и использование оптимальной длины шага из первого линейного поиска для обновления модели, образование первой обновленной модели;
(ii) после этого выполнение второго линейного поиска для второго физического свойства, использование первой обновленной модели и затем использование оптимальной длины шага из второго линейного поиска для повторного обновления модели, образование второй обновленной модели; и
(iii) дальнейшее обновление модели, как на (ii), любых дополнительных моделируемых физических свойств, образование конечной обновленной модели при текущей итерации инверсии.
3. Способ по п. 2, в котором первый и второй или любые дополнительные линейные поиски представляют собой исчерпывающие линейные поиски, выполняемые для нахождения точек перегиба целевой функции в зависимости от длины шага.
4. Способ по п. 1, в котором этапы (c)-(d) содержат:
(i) выполнение первого линейного поиска для первого физического свойства, использование исходной модели и сохранение оптимальной длины шага из первого линейного поиска, но еще не обновление модели;
(ii) выполнение второго линейного поиска для второго физического свойства, использование исходной модели и сохранение оптимальной длины шага из второго линейного поиска, но еще не обновление модели;
(iii) выполнение линейного поиска с использованием исходной модели и сохранение оптимальной длины шага, как на (ii), для любых дополнительных моделируемых физических свойств; и
(iv) использование сохраняемых длин шагов из (i)-(iii) для вычисления нового направления поиска, затем выполнение второго прохода линейного поиска по новому направлению поиска, определение оптимальной длины шага при втором проходе и использование его для образования обновленной модели при текущей итерации инверсии.
5. Способ по п. 4, в котором на этапе (а) одну или несколько частей сейсмических данных выбирают и используют, чтобы вычислить градиент для каждого физического свойства, при этом одну или несколько частей определяют в соответствии с выбираемым критерием, основанным на чувствительности физического свойства к данным.
6. Способ по п. 5, также содержащий, при следующей итерации итеративной инверсии, распространение выбранной части или частей сейсмических данных на по меньшей мере одно из по меньшей мере двух физических свойств, чтобы включить большее количество частей сейсмических данных.
7. Способ по п. 4, в котором первый и второй и любые дополнительные линейные поиски в продолжение до (iii) представляют собой исчерпывающие линейные поиски, выполняемые для нахождения точек перегиба целевой функции в зависимости от длины шага.
8. Способ по п. 1, в котором некоторые излучения источника в сейсмических данных отбрасывают и не используют в способе, чтобы уменьшить вычислительные затраты и время.
9. Способ по п. 1, в котором инверсия данных представляет собой инверсию полного волнового поля.
10. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере два физических свойства содержат по меньшей мере две из скорости продольной волны, скорости поперечной волны, скорости с учетом нормального приращения времени, одного или нескольких параметров анизотропии и затухания.
11. Способ по п. 1, в котором направление поиска вычисляют без предобусловливания градиента гессианом целевой функции.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201461990860P | 2014-05-09 | 2014-05-09 | |
US61/990,860 | 2014-05-09 | ||
PCT/US2015/022786 WO2015171215A1 (en) | 2014-05-09 | 2015-03-26 | Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2649214C1 true RU2649214C1 (ru) | 2018-03-30 |
Family
ID=52824600
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016148177A RU2649214C1 (ru) | 2014-05-09 | 2015-03-26 | Эффективные способы линейного поиска при многопараметрической инверсии полного волнового поля |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9977142B2 (ru) |
EP (1) | EP3140675A1 (ru) |
KR (1) | KR101915451B1 (ru) |
CN (1) | CN106461802B (ru) |
AU (1) | AU2015256626B2 (ru) |
CA (1) | CA2947847C (ru) |
MX (1) | MX2016013366A (ru) |
RU (1) | RU2649214C1 (ru) |
SG (1) | SG11201608175SA (ru) |
WO (1) | WO2015171215A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2015171215A1 (en) * | 2014-05-09 | 2015-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion |
WO2018013257A1 (en) | 2016-07-13 | 2018-01-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Joint full wavefield inversion of p-wave velocity and attenuation using an efficient first order optimization |
CN107886571A (zh) * | 2017-11-03 | 2018-04-06 | 中原工学院 | 一种利用计算机多维空间的数学建模方法 |
CN110361742B (zh) * | 2019-06-21 | 2021-03-26 | 中国人民解放军国防科技大学 | 一种基于星载三频毫米波雷达的云雨微物理参数反演方法 |
CN113376257B (zh) * | 2021-06-07 | 2023-03-17 | 北京理工大学 | 一种基于共轭梯度优化方法反演的多参数测量方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20110194379A1 (en) * | 2010-02-10 | 2011-08-11 | Sunwoong Lee | Methods For Subsurface Parameter Estimation In Full Wavefield Inversion And Reverse-Time Migration |
US20110238390A1 (en) * | 2010-03-29 | 2011-09-29 | Krebs Jerome R | Full Wavefield Inversion Using Time Varying Filters |
US20110267923A1 (en) * | 2010-04-30 | 2011-11-03 | Snu R&Db Foundation | Apparatus and method for seismic imaging using waveform inversion solved by conjugate gradient least squares method |
WO2012134621A1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-10-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping |
CN103091711A (zh) * | 2013-01-24 | 2013-05-08 | 中国石油天然气集团公司 | 全波形反演方法及装置 |
Family Cites Families (214)
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 |
US4594662A (en) | 1982-11-12 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography systems and methods with fixed detector arrays |
JPS59189278A (ja) | 1983-03-23 | 1984-10-26 | 橋本電機工業株式会社 | ウイケツト型平板乾燥機 |
JPS606032A (ja) | 1983-06-22 | 1985-01-12 | Honda Motor Co Ltd | 内燃エンジンの作動状態制御方法 |
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 |
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 |
US5583825A (en) | 1994-09-02 | 1996-12-10 | Exxon Production Research Company | Method for deriving reservoir lithology and fluid content from pre-stack inversion of seismic data |
US5924049A (en) | 1995-04-18 | 1999-07-13 | Western Atlas International, Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data |
CA2188255C (en) | 1995-04-18 | 2003-03-25 | Craig J. Beasley | Method for providing uniform subsurface coverage in the presence of steep dips |
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 |
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 |
US5715213A (en) | 1995-11-13 | 1998-02-03 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method using a plurality of vibrator 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 |
US5999489A (en) | 1997-03-21 | 1999-12-07 | Tomoseis Inc. | High vertical resolution crosswell seismic imaging |
US6014342A (en) | 1997-03-21 | 2000-01-11 | Tomo Seis, Inc. | Method of evaluating a subsurface region using gather sensitive data discrimination |
US5920838A (en) | 1997-06-02 | 1999-07-06 | Carnegie Mellon University | Reading and pronunciation tutor |
FR2765692B1 (fr) | 1997-07-04 | 1999-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 3d l'impedance d'un milieu heterogene |
US6021379A (en) * | 1997-07-29 | 2000-02-01 | Exxon Production Research Company | Method for reconstructing seismic wavefields |
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 |
EP1151326B1 (en) | 1999-02-12 | 2005-11-02 | 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 |
US6480790B1 (en) | 1999-10-29 | 2002-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for constructing three-dimensional geologic models having adjustable geologic interfaces |
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 |
DE19954866A1 (de) | 1999-11-15 | 2001-05-31 | Infineon Technologies Ag | Verfahren zur Behandlung einer durch Epitaxie hergestellten Oberfläche eines SiC-Halbleiterkörpers und danach hergestellten Schottkykontakt |
AU774883B2 (en) | 2000-01-21 | 2004-07-08 | Schlumberger Holdings Limited | System and method for estimating seismic material properties |
DE60112895D1 (de) | 2000-01-21 | 2005-09-29 | Schlumberger Holdings | System und verfahren seismischer wellenfeldtrennung |
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 |
AU2002211768B2 (en) | 2000-10-17 | 2005-08-04 | Westerngeco Seismic Holdings Limited | 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 |
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 |
US6832155B2 (en) | 2002-09-23 | 2004-12-14 | Itt Manufacturing Enterprises, Inc. | Methods and apparatus for determining phase ambiguities in ranging and navigation systems |
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 |
US7027927B2 (en) | 2002-12-23 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for determining formation and borehole parameters using fresnel volume tomography |
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 |
US7184367B2 (en) | 2003-03-27 | 2007-02-27 | 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 |
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 |
EP1859301B1 (en) | 2005-02-22 | 2013-07-17 | 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 |
US7405997B2 (en) | 2005-08-11 | 2008-07-29 | Conocophillips Company | Method of accounting for wavelet stretch in seismic data |
US20090164756A1 (en) | 2005-10-18 | 2009-06-25 | Tor Dokken | Geological Response Data Imaging With Stream Processors |
US7373252B2 (en) | 2005-11-04 | 2008-05-13 | Western Geco L.L.C. | 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 |
BRPI0716853A2 (pt) | 2006-09-28 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | mÉtodos para determinar um modelo de propriedades fÍsicas para uma regiço de subsuperfÍcie, e para produzir hidrocarbonetes a partir de uma regiço de subsuperfÍcie |
EP2089738B1 (en) | 2006-12-07 | 2019-01-02 | 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 |
WO2008087505A2 (en) | 2007-01-20 | 2008-07-24 | Spectraseis Ag | Time reverse reservoir localization |
US8248886B2 (en) | 2007-04-10 | 2012-08-21 | 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 |
US7974824B2 (en) | 2007-06-29 | 2011-07-05 | Westerngeco L. L. C. | Seismic inversion of data containing surface-related multiples |
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 |
US7732381B2 (en) | 2007-11-30 | 2010-06-08 | Schlumberger Technology Corporation | Conductive cement formulation and application for use in wells |
US20090164186A1 (en) | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd. | Method for determining improved estimates of properties of a model |
WO2009088602A1 (en) | 2008-01-08 | 2009-07-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Spectral shaping inversion and migration of seismic data |
US8577660B2 (en) | 2008-01-23 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Three-dimensional mechanical earth modeling |
ES2651923T3 (es) * | 2008-03-21 | 2018-01-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Un método eficiente para la inversión de datos geofísicos |
EP2105765A1 (en) | 2008-03-28 | 2009-09-30 | Schlumberger Holdings Limited | Simultaneous inversion of induction data for dielectric permittivity and electric conductivity |
EP2265975A4 (en) | 2008-03-28 | 2017-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Surface wave mitigation in spatially inhomogeneous media |
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) |
US20110182141A1 (en) | 2008-08-14 | 2011-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Method and 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 |
CN102124374B (zh) | 2008-08-15 | 2013-07-17 | Bp北美公司 | 用于分离单独的同时震源的方法 |
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 |
WO2010085822A2 (en) | 2009-01-26 | 2010-07-29 | 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 |
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 |
US7856528B1 (en) | 2009-08-11 | 2010-12-21 | Texas Memory Systems, Inc. | Method and apparatus for protecting data using variable size page stripes in a FLASH-based storage system |
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 |
GB2486121B (en) | 2009-10-01 | 2014-08-13 | Halliburton Energy Serv 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 |
US8861308B2 (en) | 2009-12-07 | 2014-10-14 | Westerngeco L.L.C. | 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 |
WO2011091216A2 (en) | 2010-01-22 | 2011-07-28 | Schlumberger Canada Limited | Real-time formation anisotropy and dip evaluation using tri-axial induction measurements |
EP2529254A4 (en) | 2010-01-25 | 2017-08-02 | CGG Veritas Services (U.S.) Inc. | 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 |
CA2791694C (en) | 2010-03-12 | 2022-07-12 | CGGVeritas Services (U.S.) Inc. | Methods and systems for performing azimuthal simultaneous elastic 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 |
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 |
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 |
JP5812990B2 (ja) | 2010-06-15 | 2015-11-17 | 電気化学工業株式会社 | 透光性硬質基板積層体の製造方法 |
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 |
EP2606452A4 (en) | 2010-08-16 | 2017-08-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reducing the dimensionality of the joint inversion problem |
US20120051176A1 (en) | 2010-08-31 | 2012-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Reverse time migration back-scattering noise removal using decomposed wavefield directivity |
BR112013006423A2 (pt) | 2010-09-20 | 2016-07-26 | Chevron Usa Inc | sistema e método par agerar imagens de estruturas de sub-superfície |
BR112013002842A2 (pt) * | 2010-09-27 | 2016-06-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | codificação de fonte e separação de fonte simultâneas como uma solução prática para inversão de campo de onda completa |
US8437998B2 (en) * | 2010-09-27 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method |
AU2011310635B2 (en) | 2010-09-28 | 2014-09-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Earth model estimation through an acoustic Full Waveform Inversion of seismic data |
CN103238158B (zh) * | 2010-12-01 | 2016-08-17 | 埃克森美孚上游研究公司 | 利用互相关目标函数进行的海洋拖缆数据同时源反演 |
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 |
US20120275267A1 (en) | 2011-04-26 | 2012-11-01 | Ramesh Neelamani | Seismic Data Processing |
EP2707757B1 (en) | 2011-05-13 | 2016-08-10 | 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 |
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 |
US20120316844A1 (en) * | 2011-06-08 | 2012-12-13 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for data inversion with phase unwrapping |
EP2751710B1 (en) * | 2011-09-02 | 2017-08-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Using projection onto convex sets to constrain full-wavefield inversion |
US9176930B2 (en) | 2011-11-29 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion |
SG11201404094RA (en) | 2012-03-08 | 2014-10-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | 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 |
US9348050B2 (en) * | 2012-05-23 | 2016-05-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Near-surface noise prediction and removal for data recorded with simultaneous seismic sources |
CN103713315B (zh) * | 2012-09-28 | 2016-07-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种地震各向异性参数全波形反演方法及装置 |
US20140200816A1 (en) * | 2013-01-14 | 2014-07-17 | Westerngeco L.L.C. | Seismic data processing |
US9702993B2 (en) | 2013-05-24 | 2017-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multi-parameter inversion through offset dependent elastic FWI |
US10459117B2 (en) * | 2013-06-03 | 2019-10-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Extended subspace method for cross-talk mitigation in multi-parameter inversion |
US20140372043A1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-12-18 | Wenyi Hu | Full Waveform Inversion Using Perfectly Reflectionless Subgridding |
WO2015073487A1 (en) * | 2013-11-12 | 2015-05-21 | Westerngeco Llc | Seismic data processing |
US20150185345A1 (en) * | 2013-12-31 | 2015-07-02 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for seismic imaging of a complex subsurface |
WO2015171215A1 (en) * | 2014-05-09 | 2015-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion |
US10401516B2 (en) * | 2014-10-24 | 2019-09-03 | Westerngeco L.L.C. | Travel-time objective function for full waveform inversion |
-
2015
- 2015-03-26 WO PCT/US2015/022786 patent/WO2015171215A1/en active Application Filing
- 2015-03-26 SG SG11201608175SA patent/SG11201608175SA/en unknown
- 2015-03-26 AU AU2015256626A patent/AU2015256626B2/en not_active Ceased
- 2015-03-26 US US14/670,039 patent/US9977142B2/en active Active
- 2015-03-26 EP EP15715936.9A patent/EP3140675A1/en not_active Withdrawn
- 2015-03-26 CA CA2947847A patent/CA2947847C/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-03-26 KR KR1020167034474A patent/KR101915451B1/ko active IP Right Grant
- 2015-03-26 RU RU2016148177A patent/RU2649214C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2015-03-26 MX MX2016013366A patent/MX2016013366A/es unknown
- 2015-03-26 CN CN201580022137.XA patent/CN106461802B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20110194379A1 (en) * | 2010-02-10 | 2011-08-11 | Sunwoong Lee | Methods For Subsurface Parameter Estimation In Full Wavefield Inversion And Reverse-Time Migration |
US20110238390A1 (en) * | 2010-03-29 | 2011-09-29 | Krebs Jerome R | Full Wavefield Inversion Using Time Varying Filters |
US20110267923A1 (en) * | 2010-04-30 | 2011-11-03 | Snu R&Db Foundation | Apparatus and method for seismic imaging using waveform inversion solved by conjugate gradient least squares method |
WO2012134621A1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-10-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping |
CN103091711A (zh) * | 2013-01-24 | 2013-05-08 | 中国石油天然气集团公司 | 全波形反演方法及装置 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3140675A1 (en) | 2017-03-15 |
MX2016013366A (es) | 2017-01-26 |
AU2015256626B2 (en) | 2017-10-12 |
WO2015171215A1 (en) | 2015-11-12 |
CN106461802B (zh) | 2019-05-31 |
CA2947847C (en) | 2018-08-14 |
CN106461802A (zh) | 2017-02-22 |
US9977142B2 (en) | 2018-05-22 |
US20150323689A1 (en) | 2015-11-12 |
KR101915451B1 (ko) | 2018-11-06 |
CA2947847A1 (en) | 2015-11-12 |
AU2015256626A1 (en) | 2016-11-17 |
KR20160149308A (ko) | 2016-12-27 |
SG11201608175SA (en) | 2016-11-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2649214C1 (ru) | Эффективные способы линейного поиска при многопараметрической инверсии полного волнового поля | |
RU2613216C2 (ru) | Способы для аппроксимации операции умножения гессиана на вектор в полной инверсии волнового поля | |
AU2006276744B2 (en) | Method for tomographic inversion by matrix transformation | |
Hu et al. | A robust and accurate seismic attenuation tomography algorithm | |
WO2020009752A1 (en) | Full wavefield inversion with an image-gather-flatness constraint | |
Le Bouteiller et al. | A discontinuous Galerkin fast-sweeping eikonal solver for fast and accurate traveltime computation in 3D tilted anisotropic media | |
Li et al. | A robust approach to time‐to‐depth conversion and interval velocity estimation from time migration in the presence of lateral velocity variations | |
Treister et al. | Full waveform inversion guided by travel time tomography | |
Gao et al. | Global optimization with deep-learning-based acceleration surrogate for large-scale seismic acoustic-impedance inversion | |
DK3211594T3 (en) | SEISMIC MODELING SYSTEM, PROVIDING INPAINTING SEISMIC SURVEY DATA BASED ON COMPARISON BORDERS OF THE REGION UNDER MISCELLANEOUS AND RELATED PROCEDURES | |
Aghamiry et al. | Complex-valued imaging with total variation regularization: an application to full-waveform inversion in visco-acoustic media | |
Dahlke et al. | Applied 3D salt body reconstruction using shape optimization with level sets | |
EP3217354A2 (en) | Seismic modeling system providing seismic survey data frequency domain inpainting and related methods | |
Ren | Seismic acoustic full waveform inversion based on the steepest descent method and simple linear regression analysis | |
US20170248713A1 (en) | Seismic modeling system providing seismic survey data spatial domain exemplar inpainting and related methods | |
Datta et al. | Salt model building by shape-based parameterization and global FWI | |
Guo et al. | Shape optimization in full waveform inversion with sparse blocky model representations | |
Peters et al. | A sparse reduced hessian approximation for multi-parameter wavefield reconstruction inversion | |
Hjelle | A Hamilton-Jacobi Framework for Modeling Geological Folding and Deformation | |
Aguiar et al. | A global optimization DFO-CRS strategy for 1D Full Waveform Inversion | |
Luiken | Regularization of linear inverse problems | |
Lee et al. | Improving parsimonious refraction interferometry through U-Net-based correction of first-arrival traveltimes | |
Wang et al. | Bayesian reverse time migration with quantified uncertainty | |
Hawkins et al. | Model order reduction for seismic applications | |
CN116029074A (zh) | 反演速度模型建模方法、装置、电子设备及介质 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210327 |