RU2260818C2 - Способ хроностратиграфической интерпретации сечения s сейсмического образа - Google Patents
Способ хроностратиграфической интерпретации сечения s сейсмического образа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260818C2 RU2260818C2 RU2001111086/28A RU2001111086A RU2260818C2 RU 2260818 C2 RU2260818 C2 RU 2260818C2 RU 2001111086/28 A RU2001111086/28 A RU 2001111086/28A RU 2001111086 A RU2001111086 A RU 2001111086A RU 2260818 C2 RU2260818 C2 RU 2260818C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- image
- pixel
- section
- pixels
- column
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 25
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 15
- 239000013598 vector Substances 0.000 claims description 10
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 7
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 238000002372 labelling Methods 0.000 claims 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 7
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001373 regressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
- G01V1/30—Analysis
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)
- Image Processing (AREA)
- Image Analysis (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
- Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
- Sewage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к геофизике и может быть использовано в сейсмостратиграфии. В заявленном способе используется образ, полученный суммированием кривых непрерывности, представляющих сейсмические горизонты, с целью определения геологических слоев, составляющих сейсмическое сечение, в том виде, в каком они осаждались, а не в том, в каком их можно наблюдать сейчас. Для осуществления этого, согласно способу, определяется преобразование вертикальной шкалы сейсмического сечения (в единицах сейсмических промежутков времени) в геологическую вертикальную шкалу (в единицах геологических промежутков времени). Это преобразование основано на выравнивании гистограмм. Исходя из выровненных гистограмм, согласно способу, можно определить выровненные сейсмические сечения, которые используются для определения скоростей осаждения, которые управляли осаждением геологических слоев. В частности, способ высвечивает геологические разрывы, т.е. эрозии и провалы (зазоры). Технический результат: повышение точности и достоверности сейсмостратиграфии. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Данное изобретение относится к способу хроностратиграфической интерпретации сейсмического поперечного сечения или блока, т.е. к геологической регистрации (записи) сейсмического поперечного сечения или блока.
Данное изобретение относится к области поиска нефти и позволяет осуществить переход из геофизической сферы в геологическую.
СОСТОЯНИЕ ТЕХНИКИ
Способ согласно изобретению относится к сейсмическим поперечным сечениям или сейсмическим блокам. Сейсмическое поперечное сечение образуется при сближении в плоскости пробных одномерных сигналов, называемых сейсмическими следами. Аналогично сейсмический блок образуется при сближении сейсмических следов в объеме. Выражение "сейсмическое сечение" (разрез) относится либо к сейсмическому поперечному сечению, либо к срезу сейсмического блока. Сейсмическое сечение дает вид размещения ряда соседних сейсмических следов, находящихся в плоскости сечения. Эти виды - сейсмические образы ("картины") называются далее в отчете о применении способа сейсмическими образными сечениями. В сейсмическом образе световая интенсивность пиксела (элемента изображения) пропорциональна сейсмической величине, представленной одноразмерными сигналами.
Хроностратиграфическая интерпретация сейсмических поперечных сечений или сейсмических блоков включает синтез сейсмических горизонтов в поперечном сечении блока. Для осуществления синтеза горизонтов разработано несколько методов. Результаты их в той или иной мере зависят от геологического окружения, образ которого дается сейсмическим сечением.
Так в областях, где геологические слои являются в основном моноклинальными (моноклинальный доминантный тип), синтез горизонтов, посредством замера сходства между соседними следами, дает хорошие результаты. С другой стороны, в областях с более нарушенной геологией, предпочтительно сначала вычислить градиентные векторы световой интенсивности между соседними пикселами, а затем осуществить горизонтальный синтез, интегрируя поле ориентации вычисленных градиентных векторов.
В докладе Марка Дониаса, представленном 28.01.99 в Университете Бордо I, озаглавленном "Характеристика ориентационных полей посредством анализа главных компонентов и оценки кривизны применительно к сейсмическим образам", (подробно описаны вышеупомянутые схемы выполнения горизонтального синтеза (синтеза горизонтов).
Горизонтальный синтез, примененный к каждому пикселу сечения сейсмического образа, создает столько горизонтов, сколько пикселов имеет образ. Сейсмические горизонты в виде отсчетных отметок (разметки) локальной геологии не могут пересекаться. С другой стороны, они не могут и совпадать, сливаться в некоторых местах и смешиваться в одно, либо же расходиться. Слияние горизонтов ведет к концепции накопления синтезов.
Для осуществления накопления горизонтальных синтезов выделяют (очерчивают) матрицу, идентичную по величине сейсмическому образу. Каждый элемент матрицы связан с пикселом образа и вначале получает нулевое значение. Для каждого пиксела образа рассчитывается непрерывная кривая, соответствующая синтезу горизонта, проходящего через упомянутый пиксел.
Все кривые непрерывности идут поперечно вертикальному размеру образа. При расчете кривых непрерывности, элемент матрицы увеличивается на единицу всякий раз, когда пиксел, с которым он связан в образе, пересекается кривой непрерывности.
Расчет кривой непрерывности, поперечной вертикальному размеру сечения образа в данном пикселе, состоит в расчете градиентов световой интенсивности для всех пикселов, входящих в соседство с выбранным пикселом, далее в расчете локального градиента из замеров градиентов, полученных по соседству (в окрестности выбранного пиксела), и в указании локального градиента выбранного пиксела. Далее кривая непрерывности развертывается посредством поперечной маркировки от пиксела к пикселу, начиная с выбранного пиксела вплоть до вертикальных боковых границ образа в обоих направлениях, указанных локальным градиентом и его обратным дополнением, посредством итерационного повторения двух предыдущих операций.
Когда просканированы все пикселы сечения сейсмического образа, матрица, осуществляющая накопление синтезов, представлена в виде нового образа, в котором световая интенсивность каждого пиксела пропорциональна числу, накопленному в соответствующем элементе матрицы, причем это число не меньше единицы. Границы, наблюдаемые на этом образе, дают хорошее представление об организации геологических слоев в подпочве.
ЗНАЧЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В способе, согласно изобретению, используется образ, полученный при накоплении синтезов с целью определения геологических осаждений такими, какими они осаждались, а не такими, какими они ныне наблюдаются в виде слоев. Для осуществления этого, согласно данному способу, определяется преобразование (трансформация) вертикальной шкалы сейсмического сечения, замеренной в сейсмические промежутки времени, в геологическую вертикальную шкалу, замеренную в сейсмических промежутках времени. Таким образом, способ дает возможность определять скорости осаждения, которые управляют отложением геологических слоев. В частности, с его помощью выделяются геологические разрывы, т.е. эрозии и пустоты (щели).
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предметом данного изобретения является способ хроностратиграфической интерпретации сечения S, сейсмического образа, включающего горизонтальный размер или ширину и вертикальный размер или высоту в направлении подпочвы, и состоящего из колонок пикселов, который состоит в следующем:
- в определении матрицы М, идентичной по величине сечению S образа и состоящей из элементов, каждый из которых связан с пикселом сечения S образа и которому изначально придано нулевое значение;
0 - в расчете для каждого пиксела i сечения S образа кривой непрерывности Ci, проходящей через этот пиксел поперечно вертикальному размеру сечения S образа;
- в увеличении элемента матрицы М на одну единицу всякий раз, когда пиксел, с которым он связан в сечении S образа, пересекается с кривой Ci;
при этом данный способ отличается тем, что он состоит далее в следующем:
- в построение для каждой колонки С матрицы М гистограммы Нс, состоящей из стольких классов, сколько имеется элементов в данной колонке С, причем каждый класс соответствует одному из элементов
колонки С и содержит число проб (образцов), равное величине, накопленной в соответствующем элементе матрицы М, а эта величина равна числу кривых, проходящих через пиксел, связанный с упомянутым элементом; при этом общее число проб, распределенных в гистограмме, построенной для каждой колонки, равно общему числу пикселов в сечении S образа;
- в выравнивании каждой гистограммы Нс для получения
выровненной гистограммы Нс';
- в определении пустого сечения S' образа, ширина которого в пикселах идентична ширине в пикселах сечения S образа, а высота в пикселах равна числу классов гистограммы Нс';
- в указании распределения, определяемого выравненной гистаграммой Нс' для каждой колонки С' сечения S' образа, посредством размещения на каждом пикселе колонки С' количественного значения (содержания) связанного с ним класса Нс';
- в выделении в сечении S' образа групп смежных пикселов, содержащих пробы, и разметке (помечании) каждой из этих групп;
- в размещении на каждом пикселе сечения S образа пометки, данной группы пикселов, к которой он отнесен в сечении S' образа, и дисплегировании помеченного сечения S образа.
Согласно другой характерной черте, расчет кривой непрерывности Ci, идущей поперечно вертикальному размеру сечения S образа в данном пикселе i, состоит в следующем:
- в расчете градиентов интенсивности света (освещенности) для всех пикселов в окружности Vi пиксела i;
- в расчете местного градиента Gi, исходя из замеров градиента в окружности Vi, и указании градиента Gi для пиксела i;
- в поперечном движении от пиксела к пикселу, начиная с пиксела i, вплоть до вертикальных боковых границ сечения S образа в обоих направлениях, указанных градиентом Gi и его обратным дополнением - Gi посредством итерационного повторения двух предыдущих операций.
Настоящее изобретение может также применяться к трехразмерным блокам сейсмических образов. Поэтому предметом изобретения является также способ хроностратиграфической интерпретации блока В сейсмического образа, включающего два горизонтальных размера, а именно ширину и глубину, и вертикальный размер или высоту в направлении подпочвы и, состоящего из колонок пикселов, который состоит в следующем:
- в определении блока N, идентичного по величине блоку В образа и состоящего из элементов, каждый из которых связан с пикселом блока В образа и изначально имеет нулевое значение;
- в расчете для каждого пиксела i блока В образа поверхности непрерывности Si, проходящей через упомянутый пиксел и идущей поперечно вертикальному размеру блока В образа;
- в увеличении элементов блока N на единицу всякий раз, когда пиксел, с которым он связан в блоке В образа, пересекается поверхностью Si;
при этом данный способ отличается тем, что он состоит далее в следующем:
- в построении для каждой колонки С блока N гистограммы Нс, состоящей из такого числа классов, сколько имеется элементов в данной колонке С;
причем каждый класс соответствует одному элементу колонки С и содержит число проб, равное величине, накопленной в соответствующем элементе блока N, а эта величина равна числу поверхностей, проходящих через пиксел, связанный с этим элементом; при этом общее число проб, распределенных в гистограмме, построенной для каждой колонки, равно общему числу пикселов в блоке В образа;
- в выравнивании каждой гистограммы Нс с целью получения выравненной гистограммы Нс';
- в определении (очерчивании) пустого блока В' образа, ширина и глубина которого в пикселах идентична ширине и глубине в пикселах блока В образа, а высота которого в пикселах равна числу классов в гистограмме Нс';
- в указании распределения, определяемого выравненной гистограммой Нс' для каждой колонки с' блока В' образа, посредством размещения в каждом элементе колонки с' содержания, связанного с ним класса Нс';
- в выделении в блоке В' образа групп смежных пикселов, содержащих пробы, и нанесении меток на каждую из этих групп;
- в размещении на каждом пикселе блока В образа метки, данной группе пикселов, к которой он причислен в блоке В' образа, и в дисплегировании помеченного блока В образа.
Согласно другой характерной черте изобретения, расчет поверхности непрерывности Si, поперечной вертикальному размеру блока В образа в данном пикселе i, состоит в следующем:
- в вычислении градиентов световой интенсивности для всех пикселов, включенных в окрестность каждого пиксела колонки пикселов Ki;
- в осуществлении для каждого пиксела колонки Ki анализа главных компонентов на градиентах, вычисленных в окрестности Vi пиксела i, с целью определения пары векторов направления, направленных вдоль плоскости, касательной к поверхности Si в пикселе i колонки Ki;
- в соосном (концентрическом) продвижении от колонки к колонке, начиная с колонки Ki, вплоть до вертикальных боковых границ блока В образа посредством итерационного повторения двух предыдущих операций.
ФИГУРЫ
Фигуры 1а и 1в представляют в разных масштабах одно и то же сечение сейсмического образа до применения способа согласно изобретению;
Фигура 2а представляет кривую непрерывности, связанную с пикселом сечения сейсмического образа;
Фигура 2в представляет вид всех кривых непрерывности;
Фигура 3а представляет гистограмму, связанную с вертикалью фигуры 2в;
Фигура 3в показывает ту же гистограмму в выровненном виде;
Фигура 4 представляет выровненное сечение образа, называемое хроностратиграфическим сечением образа;
Фигура 5а представляет раздвоенное выровненное сечение;
Фигура 5в показывает то же сечение с метками;
Фигура 6 представляет помеченное сечение сейсмического образа после применения способа согласно изобретению.
ПОЛНОЕ ОПИСАНИЕ
Способ, согласно изобретению, представляет собой способ автоматической хроностратиграфической интерпретации сечения сейсмического образа. Ниже, со ссылками на фигуры, раскрывается методика осуществления данного способа.
На фигуре 1а представлено сечение S сейсмического образа. Это сечение названо сейсмическим, так как оно представляет собой картину подпочвы, возникшую в результате сейсмической исследовательской съемки. Сечение S образа имеет два размера. Его горизонтальная протяженность ограничена по горизонтальной оси, а вертикальная - по вертикальной оси в направлении подпочвы. Сечение образа S состоит из пикселов, равномерно размещенных по горизонтальной оси и по вертикальной оси. В частности, сечение S образа содержит колонки пикселов в таком числе, которое равно частному от деления горизонтального протяжения на горизонтальный масштаб, а число пикселов в каждой колонке равно частному от деления вертикального протяжения на вертикальный масштаб (единицу масштаба). В частности, вертикальная черная линия 10 на фигуре 1а представляет колонку пикселов, являющуюся основанием для последующих фигур в описании способа.
Для осуществления способа согласно изобретению выделяют матрицу М, идентичную по величине сечению S образа. Число рядов в матрице М равно числу пикселов в колонке сечения S образа, а число колонок в матрице М, равное числу колонок в сечении S образа, равно числу пикселов в строке этого сечения образа. Таким образом матрица М состоит из стольких элементов, сколько имеется пикселов в сечении S образа, и каждый элемент связан с пикселом сечения S образа. Все элементы матрицы М выражаются целыми числами и вначале имеют нулевое значение.
Для каждого пиксела i сечения S образа рассчитывают кривую непрерывности Ci, проходящую через этот пиксел поперечно вертикальному размеру сечения S образа. Расчет этой кривой Ci включает вычисление локального градиента Gi световой интенсивности у пиксела i.
Световая интенсивность, связанная с пикселом, определяется как представление на палитре, например, на палитре серых тонов (уровней) сейсмического свойства, например, амплитуды сейсмического сигнала, при условиях, принятых в примере, большая амплитуда образуется светлым пикселом, а низкая амплитуда - темным пикселом. Далее можно вычислить градиент световой интенсивности Gi между пикселом i и соседними пикселами, причем этот градиент на деле явится градиентом соответствующего сейсмического свойства. Градиент Gi включает горизонтальный компонент и вертикальный компонент и определяется, в частности, анализом главных компонентов, примененным ко всем градиентам, вычисленным по всем пикселам, включенным в окрестность Vi пиксела i. Окрестность Vi определяется окном с центром в пикселе i, предпочтительно окном размером 7 пикселей ×7 пикселей.
Главное направление протяженности (вытянутости) пучка замеров градиентов в окрестности Vi, заданное направлением первой оси инерции дает возможность определить местное направление градиента Gi, которое приписывается пикселу i.
На фигуре 2а показана кривая непрерывности Ci, связанная с пикселом i.
Кривая Ci названа кривой непрерывности, так как она идет внутри образа от пиксела i к пикселам, обнаруживающим характеристики, сходные с пикселом i. Кривая Ci идет поперечно вертикальному размеру сечения S образа, как показано на фигуре 1в, в том же масштабе, что и на фигуре 2а, на которой можно различить горизонт, синтезированный кривой Ci. Кривая Ci получена продвижением от пиксела к пикселу в последовательных направлениях, определяемых последовательными градиентами Gi, вычисляемыми непрерывно, и их обратными дополнениями - Gi. Вследствие этого величина производной кривой непрерывности Ci в каждой пиксельной точке, из которых она состоит, является величиной локальных градиентов, вычисленных в этих пикселах.
Всякий раз, когда кривая непрерывности Ci проходит через пиксел i, элемент матрицы М, соответствующий пикселу i, увеличивается на одну единицу.
Элементы матрицы М являются как бы счетчиками, связанными с пикселами сечения S образа.
На фигуре 2в показан вид всех поперечных кривых непрерывности. Чем круче диаграмма поперечных кривых, тем больше число наложенных поперечных кривых. В частности, если сечение S образа отображает, например, величину амплитуды сейсмического сигнала, то кривая Ci, начинающаяся в пикселе i, дает непрерывность амплитуды по сечению S образа на основе сходства с амплитудой, наблюдаемой в пикселе i. Если величина амплитуды в пикселе i очень велика, то кривая, проходящая от пиксела i в образе будет следовать за геологической разметкой.
Когда насчитаны все кривые непрерывности, в элементах матрицы М содержатся результаты расчета кривых непрерывности, проходящих через каждый пиксел сечения S образа, в строгом соответствии со связью элемент-пиксел. Именно содержание матрицы М отображено на фигуре 2в.
Для каждой колонки матрицы М, соответствующей колонке пикселов, взятых из образа, представленного на фигуре 2в, строится гистограмма Нс, подобная представленной на фигуре 3а, связанная с колонкой С, отмеченной вертикальной черной чертой на фигуре 2в. Эта гистограмма состоит из такого числа классов, которое равно числу пикселов в данной колонке С. Каждый класс гистограммы связан с элементом в колонке матрицы М, который соответствует пикселу в соответствующей колонке пикселов сечения S образа; чем больше число кривых непрерывности, проходящих через этот пиксел, тем полнее соответствующий класс Нс. Соответственно гистограмма Нс фигуры 3 показывает распределение кривых непрерывности по вертикали 10, схематически изображенных на сечении S образа, причем это распределение точно соответствует колонке матрицы М, связанной с сечением S образа.
Число проб, содержащихся в классах разных гистограмм, связанных с разными колонками, изменяется от минимума до максимума, которые являются целыми положительными числами. Минимум один, так как всегда имеется, по крайней мере, одна кривая непрерывности, проходящая через каждый пиксел.
Максимум изменяется, но он ограничен общим числом кривых непрерывности, которое есть не что иное, как общее число пикселов сечения S образа.
Затем алгоритм выравнивания применяется к каждой гистограмме Нс с целью получения соответствующих выровненных гистограмм Нс'. Для осуществления этого можно, например, использовать алгоритм, описанный в работе Р.Гонсалеса и Р.Вудса "Цифровая обработка образов" (1992 г., опубликована издательством Эддисон-Весли), либо работу Ж-П.Кокере и С.Филиппа "Анализ образов: фильтрация и сегментация" (1995 г., опубликована издательством Массон). При применении алгоритма выравнивания к гистограмме фигуры За происходит перераспределение размещенного содержания согласно новому распределению, представленному на гистограмме Нс' фигуры 3в. Алгоритм выравнивания гистограммы, первая цель которого состоит в том, чтобы повысить контрастность изображения, имеет в данном случае цель перераспределения размещенного содержания посредством разбивки его на большее число классов с более равномерным распределением.
Число классов выровненной гистограммы Нс' равно числу классов гистограммы Нс, умноженному на показатель расширения, зависящий от желательной разрешающей способности (желательной степени разложения).
При осуществлении способа, согласно изобретению, выделяют (отграничивают) новое сечение S' образа, ширина которого в пикселах идентична ширине сечения S образа, а высота в пикселах равна числу классов гистограммы Нс'. Изначально сечение S образа пусто, т.е. все пикселы представляются черными.
Новый образ строится в сечении S' образа на основе всех выровненных гистограмм посредством указания распределения, определяемого соответствующей выравненной гистограммой для каждой колонки сечения S' образа. Для осуществления этого вновь распределенные по классам выровненных гистограмм пробы (образцы) используются при вычислении световой интенсивности для каждого пиксела, связанного с каждым классом. Световая интенсивность пиксела в сечении S' образа, например в палитре серых тонов, зависит от числа проб, содержащихся в классе, связанном с этим пикселом. Таким образом световая интенсивность пиксела будет равна нулю и пиксел в сечении S' образа предстанет черным, если в классе, связанном с этим пикселом, нет пробы. Аналогично световая интенсивность не будет равна нулю и пиксел предстанет серым (светлей или темней), если связанный с ним класс содержит большее или меньшее число проб.
Важно отметить, что упорядоченное содержание - одно и то же для всех гистограмм, выровнены они или нет. Каждая гистограмма показывает разное распределение, но сумма содержимого всех классов идентична для всех гистограмм. Именно этот инвариант дает возможность рассматривать сечение S' образа в качестве хроностратиграфического сечения образа, т.е. подчеркиваемые им границы рассматриваются как изохроны в геологическом смысле.
На фигуре 4 показано хроностратиграфическое сечение S' образа, построенное исходя из выровненных гистограмм. Осуществленное тут преобразование дает возможность перейти от глубинной геофизической вертикальной шкалы в метрах или миллисекундах к шкале геологического времени, проградуированной в миллионах лет. В частности, можно отметить вертикальную линию 11, выделяющую на фигуре 4 колонку пикселов, изначально выбранную на фигуре 1а.
Затем хроностратиграфическое сечение S' образа раздваивается посредством размещения единицы в каждом пикселе, содержащем отличную от нуля величину, и посредством сохранения нулевой величины в каждом, не содержащем информации пикселе. В раздвоенном образе, показанном на фигуре 5а, белые области видны на черном фоне. Белые области (зоны) означают, что тут пикселы содержат хотя бы некоторую сейсмическую информацию, в то время, как черный фон указывает на отсутствие информации, т.е. что в связанных с пикселами классах выровненных гистограмм нет проб. С геологической точки зрения черный фон указывает на периоды провалов (зазоров), или периоды эрозии, так как в периоды, обозначенные черными сегментами, наблюдаемыми по вертикали хроностратиграфического сечения S' образа, нет отложения осаждений.
Раздвоенный образ размечается посредством размещения в соответствующих белых областях совсем других значков или красок, так что в двух отдельных белых областях (зонах) никогда не имеется одних и тех же значков или одного цвета окраски. На фигуре 5в показан результат разметки раздвоенного образа сечения фигуры 5а.
В заключение с каждой колонкой сечения образа фигуры 5в осуществляется преобразование, обратное выравниванию гистограммы, а именно пробы, упорядоченные посредством выровненной гистограммы, возвращаются в исходный класс первоначальной гистограммы.
Первоначальное поперечное сечение реконструируется приданием каждому пикселу того цвета, который был ему приписан при разметке. Результат обратного преобразования показан на фигуре 6, Помеченные области (обозначены цифрами от 12 до 15) на фигуре 5в соответствуют областям с теми же номерами на фигуре 6. В частности, на фигуре 5в можно заметить, что область 12 почти подразделена на зоны 12 и 12', но так как они связаны маленьким перешейком W, у них остается та же маркировка. На фигуре 6 также можно перейти от зоны 12 к зоне 12', так как их разделение прерывается перешейком W.
Фигура 6 очень близка первоначальному геологическому сечению области одной и той же маркировки (модели разметки), т.е. зонам относительно регулярного однородного отложения осаждений. Две соприкасающиеся зоны с разной маркировкой указывают на изменение геологической формации, т.е. на новый режим осаждения, такой, как например, создается при переходе от трансгрессивных явлений к регрессивным. Более того при распознавании геологических пометок, содержащихся в помеченном сечении образа, показанного на фигуре 6, можно надежным образом датировать в пространстве все наблюдаемые геологические события.
Способ в целом, согласно изобретению, также применим в трехразмерном пространстве - в блоке сейсмического образа. Блок сейсмического образа определяется двумя горизонтальными осями и вертикальной осью в направлении подпочвы. При этом применении способа поверхности непрерывности, идущие поперечно вертикальному размеру блока образа, являются аналогами кривых непрерывности, поперечных вертикальному размеру сечения образа и лишь этап расчета этих поверхностей при применении способа отличается от вышеприведенного.
Для определения поверхностей непрерывности блока образа, проходящих через все пикселы блока образа, последовательно сканируются все колонки блока образа. Для выбранной колонки Ki блока образа определяются одновременно все плоскости, касательные к поверхностям непрерывности в каждом пикселе, входящем в колонку Ki. Для осуществления этого сначала вычисляют местный градиент световой интенсивности Gi у каждого пиксела колонки Ki в окрестности Vi данного пиксела; окрестность Vi в данном случае представляет собой кубик 7×7×7 пикселов. Градиенты являются векторами, имеющими три компоненты вдоль трех размеров блока образа. В каждом пикселе i колонки Ki они определяются анализом главных компонентов, применяемым ко всем градиентам, вычисленным у всех пикселов, входящих в окрестность Vi пиксела i. Анализ трехразмерных главных компонент градиентов, вычисленных в окрестности Vi пиксела i, приводит к определению трех ортогональных векторов, а именно, главного вектора Fi 1, связанного с первой осью инерции, определяющего линию наибольшего наклона плоскости, касающейся пиксела i, главного вектора Fi 2, связанного со второй осью инерции, перпендикулярной предыдущей оси, и, направленного вдоль плоскости, касающейся пиксела i, и главного вектора Fi 3, связанного с третьей осью инерции, перпендикулярной плоскости, касающейся пиксела i. Пара векторов направления (Fi 1, Fi 2), идущих вдоль плоскости, касательно к искомой поверхности непрерывности и проходящих через этот пиксел, получена таким образом для каждого пиксела i колонки Ki.
Вышеописанная процедура итерационно повторяется при продвижении анализа главных компонентов концентрически от колонки к колонке, начиная с колонки Ki вплоть до вертикальных боковых границ блока образа.
Claims (4)
1. Способ хроностратиграфической интерпретации сечения S сейсмического образа, включающего горизонтальный размер или ширину и вертикальный размер или высоту в направлении подпочвы и состоящего из колонок пикселов, который заключается в следующем:
в определении матрицы М, идентичной по величине сечению S образа и состоящей из элементов, каждый из которых связан с пикселом сечения S образа и изначально имеет приданную ему нулевую величину;
в расчете для каждого пиксела i сечения S образа кривой непрерывности Ci, проходящей через упомянутый пиксел поперечно вертикальному размеру сечения S образа;
в увеличении элемента матрицы М на единицу всякий раз, когда пиксел, с которым он связан в сечении S образа, пересекается кривой Ci; и отличается тем, что он состоит далее в следующем:
в построении для каждой колонки С матрицы М гистограммы Нс, состоящей из стольких классов, сколько имеется элементов в данной колонке С, причем каждый класс соответствует одному из элементов колонки С и содержит такое число проб (образцов), которое равно величине, накопленной в соответствующем элементе матрицы М, а эта величина равна числу кривых, проходящих через пиксел, связанный с этим элементом, при этом общее число проб, распределенных в гистограмме, построенной для каждой колонки, равно общему числу пикселов в сечении S образа;
в выравнивании каждой гистограммы Нс с целью получения выровненной гистограммы Нс';
в выделении (ограничении) пустого сечения S' образа, ширина которого в пикселах идентична ширине в пикселах сечения S образа, а высота которого в пикселах равна числу классов гистограмм Нс';
в указании распределения, определяемого выровненной гистограммой Нс', для каждой колонки с' сечения S' образа посредством размещения в каждом пикселе колонки с' количественного содержания связанного с ним класса Нс';
в выделении в сечении S' образа групп соседних пикселов, содержащих пробы, и разметке (маркировке) каждой из этих групп;
в размещении на каждом пикселе сечения S образа метки данной группе пикселов, к которой он отнесен в сечении S' образа, и в дисплегировании помеченного сечения S образа.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что расчет кривой непрерывности Ci, идущей поперечно вертикальному размеру сечения S образа через данный пиксел, состоит в следующем:
в расчете градиентов световой интенсивности для всех пикселов, входящих в окрестность Vi пиксела i;
в расчете местного градиента Gi, исходя из замеров градиентов, полученных в окрестности Vi, и указании градиента Gi для пиксела i;
в поперечном движении от пиксела к пикселу, начиная с пиксела i вплоть до вертикальных боковых границ сечения S образа в двух направлениях, указанных градиентом Gi и его обратным дополнением - Gi, посредством итерационного повторения двух предыдущих операций.
3. Способ хроностратиграфической интерпретации блока В сейсмического образа, включающего два горизонтальных размера, а именно ширину и глубину, и вертикальный размер или высоту в направлении подпочвы и состоящего из колонок пикселов, заключающийся в следующем:
в выделении блока N, идентичного по величине блоку В образа и состоящему из элементов, каждый из которых связан с пикселом блока В образа и которому изначально придано нулевое значение;
в расчете для каждого пиксела i блока В образа поверхности непрерывности Si, проходящей через упомянутый пиксел и идущей поперечно вертикальному размеру блока В образа;
в увеличении элемента блока N на единицу, всякий раз, когда пиксел, с которым он связан в блоке В образа, пересекает поверхность Si, и отличающийся тем, что он далее состоит в следующем:
в построении для каждой колонки блока N гистограммы Нс, состоящей из такого числа классов, которое равно числу элементов в упомянутой колонке С, причем каждый класс соответствует одному из элементов в колонке и содержит столько проб, какова накопленная величина в соответствующем элементе блока N, а эта величина равна числу поверхностей, проходящих через пиксел, связанный с этим элементом, причем общее число проб, распределенных в гистограмме, построенной для каждой колонки, равно числу пикселов в блоке В образа;
в выравнивании каждой гистограммы Нс с целью получения выровненной гистограммы Нс';
в выделении пустого блока В' образа, ширина которого в пикселах и глубина в пикселах идентичны ширине и глубине в пикселах блока В образа, а высота в пикселах равна числу классов гистограммы Нс';
в указании распределения, определяемого выровненной гистограммой Нс' для каждой колонки с' блока В' образа, посредством размещения в каждом элементе колонки с' содержимого связанного с ним класса Нс';
в выделении в блоке В' образа групп смежных пикселов, содержащих пробы, и в маркировке каждой из этих групп;
в размещении на каждом пикселе блока В образа метки, приданной группе пикселов, к которой он отнесен в блоке В' образа, и дисплегировании маркированного (помеченного) блока В образа.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что расчет поверхности непрерывности Si, идущей поперечно вертикальному размеру блока В образа в данном пикселе, состоит в следующем:
в расчете градиентов световой интенсивности для всех пикселов i колонки пикселов Ki,
в осуществлении для каждого пиксела i колонки Ki анализа главных компонентов на градиентах, вычисленных в окрестности Vi пиксела i, с целью определения пары векторов направления, направленных вдоль плоскости, касательной к поверхности Si в пикселе i колонки Ki;
в концентрическом продвижении от колонки к колонке, начиная с колонки Ki вплоть до вертикальных боковых границ блока В образа посредством, итерационного повторения двух предыдущих операций.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0005299A FR2808336B1 (fr) | 2000-04-26 | 2000-04-26 | Methode d'interpretation chrono-stratigraphique d'une section ou d'un bloc sismique |
FR0005299 | 2000-04-26 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2001111086A RU2001111086A (ru) | 2003-05-20 |
RU2260818C2 true RU2260818C2 (ru) | 2005-09-20 |
Family
ID=8849598
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001111086/28A RU2260818C2 (ru) | 2000-04-26 | 2001-04-25 | Способ хроностратиграфической интерпретации сечения s сейсмического образа |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6771800B2 (ru) |
CN (1) | CN1184492C (ru) |
CA (1) | CA2344785C (ru) |
DE (1) | DE10117478B4 (ru) |
FR (1) | FR2808336B1 (ru) |
GB (1) | GB2365973B (ru) |
ID (1) | ID30013A (ru) |
IT (1) | ITMI20010751A1 (ru) |
NL (1) | NL1017936C2 (ru) |
NO (1) | NO330996B1 (ru) |
RU (1) | RU2260818C2 (ru) |
SG (1) | SG90770A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2573166C2 (ru) * | 2010-05-28 | 2016-01-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ сейсмического анализа углеводородных систем |
Families Citing this family (63)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6850845B2 (en) * | 2001-07-20 | 2005-02-01 | Tracy Joseph Stark | System for multi-dimensional data analysis |
GB2384304B (en) * | 2002-01-04 | 2003-12-03 | Nigel Allister Anstey | Method of distinguishing types of geologic sedimentation |
US7020307B2 (en) * | 2002-02-15 | 2006-03-28 | Inco Limited | Rock fragmentation analysis system |
FR2850759B1 (fr) * | 2003-02-04 | 2005-03-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour mesurer les similarites locales entre plusieurs cubes de traces sismiques |
FR2871897B1 (fr) * | 2004-06-21 | 2006-08-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour deformer une image sismique pour interpretation amelioree |
WO2006112864A2 (en) * | 2004-07-07 | 2006-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Bayesian network applications to geology and geophysics |
WO2006016942A1 (en) * | 2004-07-07 | 2006-02-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Predicting sand-grain composition and sand texture |
CN1825139B (zh) * | 2005-02-21 | 2010-09-22 | 北京航空航天大学 | 一种基于变形场的地层面计算机图形生成方法 |
FR2885227B1 (fr) * | 2005-04-29 | 2007-06-29 | Inst Francais Du Petrole | Methode d'interpretation sedimentologique par estimation de differents scenarios chronologiques de mise en place des couches sedimentaires |
EP2372398A3 (en) * | 2006-06-21 | 2012-04-11 | Terraspark Geosciences, LLC | Extraction of depositional systems |
FR2909185B1 (fr) | 2006-11-27 | 2009-01-09 | Inst Francais Du Petrole | Methode d'interpretation stratigraphique d'images sismiques |
GB2444506C (en) * | 2006-12-06 | 2010-01-06 | Schlumberger Holdings | Processing of stratigraphic data |
FR2923312B1 (fr) * | 2007-11-06 | 2009-12-18 | Total Sa | Procede de traitement d'images sismiques du sous-sol |
AU2008322505B9 (en) * | 2007-11-14 | 2014-10-02 | Cgg Jason (Netherlands) B.V. | Seismic data processing |
US20110115787A1 (en) * | 2008-04-11 | 2011-05-19 | Terraspark Geosciences, Llc | Visulation of geologic features using data representations thereof |
BRPI0910752A2 (pt) * | 2008-05-22 | 2015-09-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | métodos para transformar um volume de dados sísmicos adquirido em um exame sísmico, para produzir hidrocarbonetos de uma região de subsuperfície, para fundir superfícies e para explorar hidrocarbonetos, e, produto de programa de computador |
CN101303414B (zh) * | 2008-05-22 | 2011-03-30 | 北京航空航天大学 | 一种基于水平集的地层面及地质体生成方法 |
US8213261B2 (en) * | 2008-05-22 | 2012-07-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for geophysical and geological interpretation of seismic volumes in the domains of depth, time, and age |
FR2939520B1 (fr) | 2008-12-10 | 2011-05-20 | Elite Image Software | Procede de modelisation geologique de donnees sismiques par correlation de traces |
US8600708B1 (en) | 2009-06-01 | 2013-12-03 | Paradigm Sciences Ltd. | Systems and processes for building multiple equiprobable coherent geometrical models of the subsurface |
US9418182B2 (en) | 2009-06-01 | 2016-08-16 | Paradigm Sciences Ltd. | Systems and methods for building axes, co-axes and paleo-geographic coordinates related to a stratified geological volume |
US9536022B1 (en) | 2009-06-01 | 2017-01-03 | Paradigm Sciences Ltd. | Systems and methods for modeling faults in the subsurface |
US8711140B1 (en) | 2009-06-01 | 2014-04-29 | Paradigm Sciences Ltd. | Systems and methods for building axes, co-axes and paleo-geographic coordinates related to a stratified geological volume |
US8903659B2 (en) | 2009-06-09 | 2014-12-02 | Shell Oil Company | Method for analysis seismic data with attribute functions |
US8743115B1 (en) | 2009-10-23 | 2014-06-03 | Paradigm Sciences Ltd. | Systems and methods for coordinated editing of seismic data in dual model |
CN102200588B (zh) * | 2011-03-22 | 2012-08-22 | 成都理工大学 | 地震资料的波形相似性体曲率分析方法 |
US8843353B2 (en) * | 2011-08-25 | 2014-09-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Hybrid deterministic-geostatistical earth model |
CN102354322B (zh) * | 2011-09-19 | 2014-08-06 | 北京城建勘测设计研究院有限责任公司 | 关于工程勘察剖面图内业整理的方法及装置 |
FR2980854A1 (fr) * | 2011-10-04 | 2013-04-05 | Total Sa | Procede de pointage d'horizons sismiques discontinus dans des images sismiques. |
WO2013081708A1 (en) | 2011-11-29 | 2013-06-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for quantitative definition of direct hydrocarbon indicators |
CA2861830C (en) | 2012-02-13 | 2015-05-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for detection and classification of seismic terminations |
US10114134B2 (en) | 2012-03-02 | 2018-10-30 | Emerson Paradigm Holding Llc | Systems and methods for generating a geological model honoring horizons and faults |
US9759826B2 (en) | 2012-04-03 | 2017-09-12 | Paradigm Sciences Ltd. | System and method for generating an implicit model of geological horizons |
EP2852853A4 (en) | 2012-05-23 | 2016-04-06 | Exxonmobil Upstream Res Co | METHOD FOR ANALYZING RELEVANCES AND INTERDEPENDENCIES IN GEOGRAPHIC DATA |
EP2914984B1 (en) | 2012-11-02 | 2019-02-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Analyzing seismic data |
US9372273B2 (en) | 2012-11-08 | 2016-06-21 | Total Sa | Method of processing seismic image of the subsurface |
US9915742B2 (en) | 2012-12-20 | 2018-03-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes based on label propagation |
US10073190B2 (en) | 2012-12-20 | 2018-09-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes based on computed vectors |
US10234583B2 (en) | 2012-12-20 | 2019-03-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Vector based geophysical modeling of subsurface volumes |
US9348047B2 (en) | 2012-12-20 | 2016-05-24 | General Electric Company | Modeling of parallel seismic textures |
WO2014099201A1 (en) | 2012-12-20 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Geophysical modeling of subsurface volumes based on horizon extraction |
US9297918B2 (en) | 2012-12-28 | 2016-03-29 | General Electric Company | Seismic data analysis |
WO2014149344A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes |
EP3418778B1 (en) | 2013-03-15 | 2020-07-15 | Emerson Paradigm Holding LLC | Systems and methods to build sedimentary attributes |
US9952340B2 (en) | 2013-03-15 | 2018-04-24 | General Electric Company | Context based geo-seismic object identification |
US9995844B2 (en) | 2013-03-15 | 2018-06-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes |
WO2014197160A1 (en) | 2013-06-06 | 2014-12-11 | Exxonmobil Upstream Research Comapny | Method for decomposing complex objects into simpler components |
CN104297793A (zh) * | 2013-07-19 | 2015-01-21 | 中国石油天然气集团公司 | 一种在地震剖面上绘制地层的方法 |
CN103454678B (zh) * | 2013-08-12 | 2016-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种地震切片等时性的确定方法及系统 |
US10795053B2 (en) | 2013-10-29 | 2020-10-06 | Emerson Paradigm Holding Llc | Systems and methods of multi-scale meshing for geologic time modeling |
US9804282B2 (en) | 2014-02-17 | 2017-10-31 | General Electric Company | Computer-assisted fault interpretation of seismic data |
US10422923B2 (en) | 2014-03-28 | 2019-09-24 | Emerson Paradigm Holding Llc | Systems and methods for modeling fracture networks in reservoir volumes from microseismic events |
US10082588B2 (en) | 2015-01-22 | 2018-09-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Adaptive structure-oriented operator |
US10139507B2 (en) | 2015-04-24 | 2018-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic stratigraphic surface classification |
US9690002B2 (en) | 2015-06-18 | 2017-06-27 | Paradigm Sciences Ltd. | Device, system and method for geological-time refinement |
US10605940B2 (en) * | 2015-06-24 | 2020-03-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for selecting horizon surfaces |
JP2017151308A (ja) * | 2016-02-25 | 2017-08-31 | キヤノン株式会社 | 情報処理装置および情報処理方法 |
US10466388B2 (en) | 2016-09-07 | 2019-11-05 | Emerson Paradigm Holding Llc | System and method for editing geological models by switching between volume-based models and surface-based structural models augmented with stratigraphic fiber bundles |
US11269110B2 (en) * | 2018-12-05 | 2022-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Computing system assessment of geological similarity of wells employing well-log data |
US10520644B1 (en) | 2019-01-10 | 2019-12-31 | Emerson Paradigm Holding Llc | Imaging a subsurface geological model at a past intermediate restoration time |
US11156744B2 (en) | 2019-01-10 | 2021-10-26 | Emerson Paradigm Holding Llc | Imaging a subsurface geological model at a past intermediate restoration time |
CN110703334B (zh) * | 2019-10-12 | 2021-02-05 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种复杂断块油田层位快速解释方法 |
US11428098B2 (en) | 2021-01-20 | 2022-08-30 | Saudi Arabian Oil Company | Automated sedimentary fairway definition and approach for calculating sediment input and output location parameters per area of interest |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4661935A (en) * | 1984-09-17 | 1987-04-28 | Phillips Petroleum Company | Seismic data processing |
GB8906867D0 (en) * | 1989-03-23 | 1989-05-10 | Armitage Ken | Becvem |
FR2646520B1 (fr) * | 1989-04-28 | 1991-09-13 | Elf Aquitaine | Procede de pointe automatique et d'aide a l'interpretation, en particulier de section sismique, par des techniques d'analyse d'images |
US5251184A (en) * | 1991-07-09 | 1993-10-05 | Landmark Graphics Corporation | Method and apparatus for finding horizons in 3D seismic data |
US5319554A (en) * | 1991-08-30 | 1994-06-07 | Shell Oil Company | Method for data interpolation and signal enhancement |
US5206916A (en) * | 1991-11-22 | 1993-04-27 | Hughes Aircraft Company | Modular cellular automation for line association and identification |
US5930730A (en) * | 1994-12-12 | 1999-07-27 | Amoco Corporation | Method and apparatus for seismic signal processing and exploration |
US5586082A (en) * | 1995-03-02 | 1996-12-17 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for identifying subsurface fluid migration and drainage pathways in and among oil and gas reservoirs using 3-D and 4-D seismic imaging |
US5671136A (en) * | 1995-12-11 | 1997-09-23 | Willhoit, Jr.; Louis E. | Process for seismic imaging measurement and evaluation of three-dimensional subterranean common-impedance objects |
US5862100A (en) * | 1996-05-28 | 1999-01-19 | Atlantic Richfield Company | Method and system for detecting hydrocarbon reservoirs using statistical normalization of amplitude-versus-offset indicators based upon seismic signals |
FR2749405B1 (fr) * | 1996-05-31 | 1998-08-14 | Elf Aquitaine | Methode de determination automatique des bancs de stratification dans un milieu, a partir d'images de paroi de puits ou de deroule de carottes de ce milieu |
FR2765707B1 (fr) * | 1997-07-07 | 1999-08-20 | Elf Exploration Prod | Methode de detection et/ou de determination de caracteristiques liees a des points remarquables d'une image |
FR2786294B1 (fr) * | 1998-11-19 | 2000-12-22 | Elf Exploration Prod | Methode de detection de structures chaotiques dans un milieu donne |
US6278949B1 (en) * | 1998-11-25 | 2001-08-21 | M. Aftab Alam | Method for multi-attribute identification of structure and stratigraphy in a volume of seismic data |
-
2000
- 2000-04-26 FR FR0005299A patent/FR2808336B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-03-27 NO NO20011548A patent/NO330996B1/no not_active IP Right Cessation
- 2001-03-28 SG SG200101946A patent/SG90770A1/en unknown
- 2001-03-29 GB GB0107856A patent/GB2365973B/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-06 IT IT2001MI000751A patent/ITMI20010751A1/it unknown
- 2001-04-07 DE DE10117478A patent/DE10117478B4/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-09 ID IDP20010309D patent/ID30013A/id unknown
- 2001-04-24 CA CA002344785A patent/CA2344785C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-25 US US09/841,993 patent/US6771800B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-25 NL NL1017936A patent/NL1017936C2/nl not_active IP Right Cessation
- 2001-04-25 RU RU2001111086/28A patent/RU2260818C2/ru active
- 2001-04-26 CN CNB011171235A patent/CN1184492C/zh not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2573166C2 (ru) * | 2010-05-28 | 2016-01-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ сейсмического анализа углеводородных систем |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB0107856D0 (en) | 2001-05-23 |
US6771800B2 (en) | 2004-08-03 |
ITMI20010751A0 (it) | 2001-04-06 |
DE10117478B4 (de) | 2011-01-05 |
FR2808336B1 (fr) | 2002-06-07 |
NO20011548L (no) | 2001-10-29 |
ITMI20010751A1 (it) | 2002-10-06 |
CA2344785C (en) | 2008-12-02 |
NO330996B1 (no) | 2011-09-05 |
GB2365973B (en) | 2003-10-01 |
NO20011548D0 (no) | 2001-03-27 |
NL1017936C2 (nl) | 2003-07-01 |
CN1332378A (zh) | 2002-01-23 |
SG90770A1 (en) | 2002-08-20 |
NL1017936A1 (nl) | 2001-10-30 |
ID30013A (id) | 2001-11-01 |
CN1184492C (zh) | 2005-01-12 |
FR2808336A1 (fr) | 2001-11-02 |
US20010036294A1 (en) | 2001-11-01 |
CA2344785A1 (en) | 2001-10-26 |
DE10117478A1 (de) | 2001-10-31 |
GB2365973A (en) | 2002-02-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2260818C2 (ru) | Способ хроностратиграфической интерпретации сечения s сейсмического образа | |
US6853922B2 (en) | System for information extraction from geologic time volumes | |
US5148494A (en) | Process for automatic plotting and assistance interpretation of seismic cross-sections in particular using image analysis techniques | |
US5835883A (en) | Method for determining distribution of reservoir permeability, porosity and pseudo relative permeability | |
US7162463B1 (en) | Pattern recognition template construction applied to oil exploration and production | |
WO1998034190A9 (en) | Method for determining distribution of reservoir permeability, porosity and pseudo relative permeability | |
US4627096A (en) | Procedure and apparatus for the survey of the impression made on a specimen in measuring the hardness at penetration | |
EA029700B1 (ru) | Способ обработки сейсмического изображения недр | |
Needham et al. | Analysis of fault geometry and displacement patterns | |
CN102066980A (zh) | 地震层位骨架化 | |
Florinsky | Quantitative topographic method of fault morphology recognition | |
Assali et al. | Solid images for geostructural mapping and key block modeling of rock discontinuities | |
NL8503569A (nl) | Werkwijze voor het corrigeren van seismische informatie ten aanzien van de invloed van een laag met geringe snelheid. | |
CA2455810C (en) | System for information extraction from geologic time volumes | |
EP3436849B1 (en) | Determining displacement between seismic images using optical flow | |
Di et al. | 3D structural-orientation vector guided autotracking for weak seismic reflections: A new tool for shale reservoir visualization and interpretation | |
Holland et al. | Evolution of fractures in a highly dynamic thermal, hydraulic, and mechanical system-(II) Remote sensing fracture analysis, Jabal Shams, Oman Mountains | |
Carrere | Development of multiple source data processing for structural analysis at a regional scale | |
RU97108599A (ru) | Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых | |
JPH06147846A (ja) | 地質の調査方法 | |
Mondt | Use of dip and azimuth horizon attributes in 3D seismic interpretation | |
Strykowski et al. | Estimation of the mass density contrasts and the 3D geometrical shape of the source bodies in the Yilgarn area, Eastern Goldfields, Western Australia | |
Keskes et al. | Image analysis techniques for seismic data | |
US20090037476A1 (en) | Method for Georeferenced Representation of Data of an Area of Measurement Measured by Means of Ground Detectors, and Detectors for the Same | |
da Silva et al. | The use of Remote Sensing techniques and empirical tectonic models for inference of geological structures: Bridging from regional to local scales |