(57) Реферат / Формула:
Сейсмические данные собирают с помощью сейсмического источника, содержащего набор сейсмических субисточников, расположенных в водоеме на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками. Формы импульсов в дальней зоне поля определяют для набора сейсмических субисточников на каждой глубине из набора глубин. Составную, свободную от волн-спутников форму импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля определяют по формам импульсов в дальней зоне для набора сейсмических субисточников для глубины и различных времен задержки. Отклик источника удаляют из сейсмических данных при помощи форм импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля.
Евразийское (21) 201370007 (13) Al
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки (51) Int. Cl. G01V1/38 (2006.01)
2013.09.30 G01V1/36 (2006.01)
(22) Дата подачи заявки
2013.01.30
(54) СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО КАРТОГРАФИРОВАНИЯ И МАШИНОЧИТАЕМЫЙ НОСИТЕЛЬ
(31) (32)
13/367,787 2012.02.07
(33) US
(71) Заявитель:
ПГС ГЕОФИЗИКАЛ АС (NO)
(72) Изобретатель:
Паркес Грегори Эрнст (GB), Хегна Стиан (NO)
(74) Представитель:
Хмара М.В. (RU) (57) Сейсмические данные собирают с помощью сейсмического источника, содержащего набор сейсмических субисточников, расположенных в водоеме на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками. Формы импульсов в дальней зоне поля определяют для набора сейсмических субисточников на каждой глубине из набора глубин. Составную, свободную от волн-спутников форму импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля определяют по формам импульсов в дальней зоне для набора сейсмических субисточников для глубины и различных времен задержки. Отклик источника удаляют из сейсмических данных при помощи форм импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля.
СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО КАРТОГРАФИРОВАНИЯ И МАШИНОЧИТАЕМЫЙ НОСИТЕЛЬ
Предшествующий уровень техники
В нефтегазовой промышленности геофизическая разведка обычно используется для содействия в поисках и оценке формаций геологической среды. Способы геофизической разведки позволяют получать сведения о структуре геологической среды, полезные для обнаружения и извлечения ценных полезных ископаемых, в особенности месторождений углеводородов, таких как нефть и природный газ. Хорошо известным способом геофизической разведки является сейсморазведка. При наземной сейсморазведке сейсмический сигнал генерируется на поверхности земли или вблизи от нее, а затем распространяется вниз в геологическую среду. При морской сейсморазведке сигнал также может распространяться вниз в водоеме, лежащем выше геологической среды. Источники сейсмических колебаний используются для генерации сейсмического сигнала, который, после распространения в земле, по меньшей мере частично отражается сейсмоотражающими горизонтами в геологической среде. Такие сейсмоотражающие горизонты, как правило, представляют собой границы между подземными формациями с различными упругими свойствами, конкретно, скоростью упругих волн и плотностью породы, что приводит к появлению разности акустических импедансов на границах. Отраженные сейсмические волны регистрируются сейсмическими датчиками (также именуемыми "сейсмоприемниками") на поверхности земли или вблизи от нее, в вышележащем водоеме, или на известных глубинах в скважинах. Сейсмические датчики генерируют сигналы, как правило, электрические или оптические, от зарегистрированной сейсмической волны, которые записываются для дальнейшей обработки.
Подходящие сейсмические источники для генерации сейсмического сигнала при наземной сейсморазведке могут включать взрывчатые вещества или вибраторы. При морской сейсморазведке, как правило, применяется погружной сейсмический источник, буксируемый судном и периодически активируемый для генерации поля акустических волн. Волновое поле может генерироваться сейсмическими источниками нескольких типов, включая небольшой заряд ВВ (взрывчатого вещества), электрическую искру или дугу, морской вибратор и, как правило, пушку. Пушка сейсмического источника может представлять собой
гидропушку, паровую пушку и, чаще всего, пневмопушку. Как правило, морской сейсмоисточник состоит не из одного элемента-источника, а из пространственно-распределенной группы источников. Такое расположение относится в особенности к пневмопушкам, которые в настоящее время являются наиболее распространенным видом морского сейсмоисточника.
Соответствующие типы сейсмических датчиков, как правило, включают датчики скорости частиц, в особенности при наземной сейсморазведке, и датчики давления воды, в особенности при морской сейсморазведке. Иногда датчики смещения частиц, датчики ускорения частиц или датчики градиента давления используются вместо датчиков скорости частиц или в дополнение к ним. Датчики скорости частиц и датчики давления воды обычно известны специалистам под названием геофонов и гидрофонов соответственно. Сейсмические датчики могут размещаться по отдельности, но чаще размещаются в виде групп датчиков. Кроме того, в ходе морской сейсморазведки датчики давления и датчики движения частиц могут размещаться совместно, объединенные попарно или в пары групп.
При обычной морской сейсморазведке сейсморазведочное судно движется по поверхности воды, как правило, со скоростью около 5 морских узлов и везет оборудование сбора сейсмических данных, такое как оборудование навигационного управления, оборудование управления сейсмическими источниками, оборудование управления сейсмическими датчиками и записывающее оборудование. Оборудование управления сейсмическими источниками активирует сейсмический источник, буксируемый в водоеме сейсморазведочным судном, в выбранные моменты времени (активация обычно называется "взрывом"). Сейсмические косы, называемые также "сейсмоприемными кабелями", представляют собой удлиненные кабельные конструкции, буксируемые в водоеме сейсморазведочным судном, которое буксирует сейсмический источник, или другим сейсморазведочным судном. Как правило, набор сейсмических кос буксируется за сейсморазведочным судном. Сейсмические косы содержат датчики для регистрации отраженных волновых полей, возбужденных сейсмическим источником и возвращающихся от отражающих границ.
Перечень чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества легче понять из следующего подробного описания и прилагаемых чертежей.
На ФИГ. 1 представлена схема системы сбора сейсмических данных, которая может использоваться вместе со способами обработки сейсмических данных согласно настоящему изобретению.
На ФИГ. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая пример осуществления способа картирования геологической среды.
На ФИГ. 3 представлена блок-схема, иллюстрирующая пример осуществления способа определения форм импульсов в дальней зоне поля.
На ФИГ. 4 представлена блок-схема, иллюстрирующая пример осуществления способа удаления сигнала отклика источника из сейсмических данных.
На ФИГ. 5 представлена блок-схема, иллюстрирующая пример осуществления способа удаления волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных.
На ФИГ. 6 представлена схема, иллюстрирующая в качестве примера один из многих типов компьютерных систем, которая может использоваться вместе со способами обработки сейсмических данных согласно настоящему изобретению.
Хотя настоящее изобретение будет описано в связи с предпочтительными вариантами осуществления, следует понимать, что изобретение не ограничивается только ими. Напротив, изобретение предназначено для того, чтобы охватить все альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в объем настоящего изобретения согласно прилагаемой формуле изобретения.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения На ФИГ. 1 представлена схема одного из примеров системы сбора сейсмических данных, которая может использоваться вместе со способами обработки сейсмических данных согласно настоящему изобретению. В различных вариантах осуществления для простоты изображения показан отдельный сейсмоприемный кабель (известный также как "сейсмическая коса") или отдельный морской донный кабель. Изображение единственного кабеля предназначено только для того, чтобы более четко продемонстрировать принципы настоящего изобретения, и не ограничивает объем изобретения.
На ФИГ. 1 система сбора сейсмических данных обозначена в целом позицией 100. Сейсморазведочное судно 101 находится в водоеме 102 и перевозит оборудование 103 для навигации, управления сейсмическими источниками и записи сигналов сейсмических датчиков. Сейсморазведочное судно 101 или другое
вспомогательное судно (не показано) буксирует сейсмический источник 104 в водоеме 102 ниже поверхности 105 воды. Сейсмический источник 104 представляет собой любой тип источника, как правило, в виде групп. Сейсмический источник 104, изображенный на ФИГ. 1, содержит набор субисточников 104, расположенных на различных глубинах. Хотя на рисунке показаны два субисточника, конфигурация сейсмических субисточников 104, изображенных в составе системы сбора сейсмических данных 100, не ограничивает объем настоящего изобретения.
В одном из вариантов осуществления сейсморазведочное судно 101 или другое вспомогательное судно (не показано) буксирует сейсмическую косу 106 в водоеме 102. Сейсмическая коса 106 содержит сейсмические датчики 107, расположенные в пространственно разнесенных местах по длине сейсмической косы 106, так, чтобы сейсмическая коса 106, содержащая сейсмические датчики 107, была расположена в водоеме 102. Сейсмические датчики 107, как правило, представляют собой датчики давления, такие как гидрофоны. В другом варианте осуществления сейсмическая коса 106 представляет собой сейсмическую косу с двумя типами датчиков, в которой сейсмические датчики 107 образуют пары объединенных датчиков давления и датчиков движения. Датчики движения частиц, как правило, представляют собой датчики скорости частиц, такие как геофоны или акселерометры. Сейсмические датчики 107, как правило, содержат группы датчиков в каждом из пространственно разнесенных мест. Альтернативой совмещению датчиков давления и датчиков движения частиц является наличие достаточной пространственной плотности датчиков, так, чтобы соответствующие волновые поля, записанные с помощью датчиков давления и датчиков движения частиц, можно было интерполировать или экстраполировать для получения двух сигналов волнового поля в одном и том же местоположении.
В другом варианте осуществления сейсморазведочное судно 101 или другое вспомогательное судно (не показано) размещает морской донный кабель 108 на подошве водного слоя 109. Морской донный кабель 108 также содержит сейсмические датчики 107 в пространственно разнесенных местах по длине кабеля, также, как правило, в виде групп датчиков в каждом из пространственно разнесенных мест. Сейсмические датчики 107 в морском донном кабеле 108 также могут образовывать пары датчиков давления и датчиков движения частиц. Еще в одном варианте осуществления применяются как сейсмические косы 106, так и морской донный кабель 108. Тип датчиков, изображенных в составе системы сбора сейсмических данных 100, не ограничивает объем настоящего изобретения. Например, в других вариантах осуществления в состав системы сбора сейсмических
данных 100 могут быть включены дискретные сейсмические датчики 107, расположенные в морских донных узлах (не показаны).
При активации сейсмического источника 104 энергия акустической волны распространяется в нижнем направлении, как показано позицией 110, в водоеме 102 через подошву водного слоя 109 до границ слоя, таких как 111 и 112, окружающих слой подземной формации, такой как 113. Часть энергии акустической волны отражается от границы, показанной позицией 111, и распространяется в верхнем направлении, как показано позицией 114. Энергия акустической волны, распространяющаяся в верхнем направлении 114, регистрируется сейсмическими датчиками 107 в морском донном кабеле 108 или сейсмической косе 106. Энергия акустической волны, распространяющаяся в верхнем направлении, продолжает распространяться вверх, как показано позицией 115, пока не отразится от водной поверхности 105, а затем снова распространяется вниз, как показано позицией 116. Энергия акустической волны, распространяющаяся в нижнем направлении 116, снова может регистрироваться сейсмическими датчиками 107 в сейсмической косе 106 или морском донном кабеле 108, что приводит к получению волны-спутника. Энергия акустической волны, регистрируемая сейсмическими датчиками 107, может записываться на любые подходящие носители информации в любом месте, например, в числе прочего, в сейсмической косе 106 или морском донном кабеле 108, на сейсморазведочном судне 101 или другом вспомогательном судне, или на берегу.
Как показано выше на ФИГ. 1, при проведении морских сейсморазведочных исследований, как правило, применяется погружной сейсмический источник 104, буксируемый судном и периодически активируемый для генерации поля акустических волн (взрыва). Волновое поле может генерироваться небольшим зарядом ВВ (взрывчатого вещества), электрической искрой или дугой, вибратором или, как правило, пушкой. Пушка может представлять собой гидропушку, паровую пушку или, чаще всего, пневмопушку. Каждая пневмопушка содержит объем воздуха, как правило, сжатого до 2000 фунт/кв. дюйм (фунтов на квадратный дюйм), или до более высокого давления. Пневмопушка резко выпускает свой сжатый воздух, создавая воздушный пузырь, что приводит к распространению в воде звуковой волны. Получаемый в результате волновой фронт распространяется в нижнем направлении в геологическую среду, расположенную ниже водной подошвы, отражается от подземных слоев и возвращается в верхнем направлении к водной поверхности.
При активации сейсмического источника он формирует в воде сложный импульс выходного давления. В идеализированной ситуации, когда сейсмический источник представляет собой пункт взрыва, такой как одиночная пневмопушка, при этом морская поверхность отсутствует, фронт излучаемой волны не зависит от направления и расстояния, за исключением сферического расхождения. Преобразованный в электрический сигнал, выходной импульс пневмопушки состоял бы из короткого волнового пакета, огибающая которого отображает первоначальный короткий и быстрый положительный рост амплитуды, за которым следует несколько быстро затухающих колебаний. Записанный волновой пакет называется формой импульса сейсмического источника.
На практике морская поверхность существует и, как правило, находится на расстоянии лишь нескольких метров от сейсмического источника. Акустическая волна, генерируемая сейсмическим источником, излучается со сферическим расхождением во всех направлениях таким образом, что в ней присутствует как компонента, распространяющаяся в нижнем направлении, так и компонента, распространяющаяся в верхнем направлении. Граница вода-воздух на морской поверхности имеет коэффициент отражения, значение которого, как правило, близко к -1. Распространяющаяся в верхнем направлении компонента акустической волны отражается от поверхности воды и изменяет свою полярность, становясь еще одной падающей компонентой. Эту дополнительную падающую компоненту обычно называют "волной-спутником". Волна-спутник интерферирует с прямой волной, усложняя форму импульса источника.
Как правило, сейсмоисточник состоит не из одного элемента-источника, а из пространственно-распределенной группы источников, которая генерирует вступления прямых волн плюс компоненты, представляющие собой волны-спутники. Это в особенности относится к пневмопушкам, которые в настоящее время являются наиболее распространенным видом морского сейсмоисточника. Пространственные размеры группы элементов-сейсмоисточников могут быть сравнимы с длинами самих акустических волн в пределах полосы пропускания полезных сейсмических частот. Таким образом, для группы не существует единственной формы импульса источника. Форма импульса источника для группы в ближней зоне поля скорее представляет собой непрерывную функцию как направления, так и расстояния. На больших расстояниях, сравнимых с размерами группы источников, зависимость формы импульса источника от расстояния в любом конкретном направлении становится пренебрежимо малой. Эта область называется дальней зоной поля, а форма импульса источника называется здесь формой
импульса в дальней зоне поля. Конкретно, форма импульса в дальней зоне поля представляет собой импульс, распространяющийся в вертикальном направлении вниз от группы источников, включая паразитное отражение (волну-спутник) от морской поверхности (волны-спутники со стороны источника и приемника), и находящийся на достаточно большом расстоянии, при котором форма импульса практически не изменяется с увеличением расстояния. Для групп пневмопушек, которые, как правило, имеют пространственные размеры приблизительно 20 на 20 метров, расстояние до дальней зоны поля составляет порядка 250 метров.
В действительности форма импульса источника на расстоянии все-таки изменяется в зависимости от угла выхода из сейсмического источника. Тем не менее, определенная выше форма импульса в дальней зоне поля характерна для сигнала отклика источника в традиционных сейсмических данных до аппроксимации первого порядка. Эта форма импульса в дальней зоне по вертикали полезна для обработки сейсмических данных, позволяющей повышать крутизну импульса и корректировать фазово-частотную характеристику, обычно до получения нуль-фазового или минимально-фазового сигнала. В частности, эта форма импульса в дальней зоне поля используется для деконволюции сигнала отклика источника. В качестве альтернативного варианта может использоваться более сложная направленная деконволюция сигнала отклика источника. Например, формы импульсов источников при различных углах излучения могут рассчитываться путем суммирования форм импульсов значимого источника с подходящими временными сдвигами. Один из способов расчета форм импульсов значимого источника состоит в использовании измерений в ближней зоне поля группы сейсмических источников. Как правило, на один элемент-источник приходится один гидрофон ближней зоны поля. Измеряемая форма импульса pj(t) на j-м гидрофоне задается выражением:
(1)
Здесь ц - это расстояние между \-м воздушным пузырем, генерируемым сейсмоисточником, и j-м гидрофоном, щ - относительная скорость сближения между \-м пузырем и j-м гидрофоном, р\ - взвешенная неизвестная форма импульса, а ^ задается выражением:
В известном уровне техники существуют и другие способы определения формы импульса источника в дальней зоне поля, sng(t), позволяющие удалять его из сейсмического импульса w(t).
Способ значимого источника впервые описан в публикации Ziolkowski, А., Parkes, G., Hatton, L. and Haugland, Т. "The signature of an airgun array: Computation from near-field measurements including interactions", Geophysics, Vol. 47, No. 10 (October 1982), pp. 1413 - 1421. Расчет форм импульсов в дальней зоне поля обычно включает волну-спутник со стороны источника и, возможно, также волну-спутник со стороны приемника, поскольку эти волны-спутники представляют собой характерную часть сейсмического импульса, которая входит в состав сейсмических данных. Форма импульса значимого источника представляет собой форму импульса, которая описывает волновое поле, излучаемое одиночным элементом-источником (пушкой или кластером) группы морских сейсмоисточников. Форму импульса значимого источника нельзя измерить непосредственно, потому что любой гидрофон, расположенный вблизи от любого конкретного элемента-источника, будет также записывать сигналы, вносимые волновыми полями всех окружающих элементов-источников наряду с их волнами-спутниками. Однако значимый источник можно получить с помощью подходящей сети точек, построенной на основе гидрофонных измерений.
Форма импульса в дальней зоне поля или ее эквивалент может также быть определена с помощью ряда других способов. Например, во втором примере осуществления изобретения форма импульса в дальней зоне поля, распространяющегося в вертикальном направлении, измеряется непосредственно с помощью гидрофона дальней зоны поля. Этот способ требует размещения датчика (гидрофона) на необходимом расстоянии от сейсмического источника. Способ дальней зоны часто требует перемещения сейсморазведочных судов и оборудования на глубоководные участки с целью выполнения измерений в дальней зоне поля. В третьем примере осуществления изобретения форма импульса в дальней зоне поля может моделироваться по имеющимся данным. Это описание нескольких способов не ограничивает объем настоящего изобретения.
В одном из вариантов осуществления, связанных с настоящим изобретением, сейсмический источник содержит набор субисточников, расположенных в водоеме на различных глубинах и активируемых с различными относительными временными задержками. В этом варианте осуществлении волна-спутник со стороны источника отдельно обрабатывается при деконволюции сигнала отклика источника. В связи с этим необходимо получить форму импульса в дальней
зоне поля, свободную от волн-спутников. Такая форма импульса эквивалентна объединению набора форм импульсов в дальней зоне поля, свободных от волн-спутников, с образованием сложной формы импульса в дальней зоне, свободной от волн-спутников. Такой результат достигается в данном варианте осуществления за счет применения уравнений подавления волн-спутников к набору форм импульсов в дальней зоне поля для набора субисточников. Это подавление волн-спутников эффективно синхронизирует и объединяет сейсмические данные от отдельных субисточников в составные, свободные от волн-спутников формы импульсов субисточников в дальней зоне поля, объединенные путем обработки при помощи уравнений подавления волн-спутников. В результате получают составную форму импульса сейсмоисточника в дальней зоне поля, свободную от волн-спутников, которая используется в настоящем варианте осуществления для деконволюции отклика источника.
Возможно применение конфигурации сейсмических источников, в которой набор субисточников, входящих в сейсмический источник, размещается на различных глубинах. Двухглубинное расположение известно как конфигурация "выше/ниже". В одном из примеров осуществления волну-спутник можно удалить при помощи способа, описанного в публикации Posthumus, В. [1993], "Deghosting of twin streamer configuration", Geophysical Prospecting, vol. 41, pp. 267-286. Способ, предложенный Posthumus, первоначально был описан для сейсмических кос, расположенных выше/ниже, однако он в равной степени применим и к источникам, расположенным по принципу выше/ниже.
Используя способ, предложенный Posthumus, волновое поле W(w) без волны-спутника со стороны источника можно рассчитать при помощи уравнения в частотной области:
W(a> )
Q,(a?)G,(a?)* +02(co)G2(co)
(3)
Здесь Oi(w) представляет собой записанный сигнал, взятый с поправкой на фактическое время активации первого набора субисточников, расположенных на одной глубине, по отношению к времени начала выполнения записи (время t = 0) в сейсмограмме ОПВ, О2(оо) представляет собой записанный сигнал, взятый с поправкой на фактическое время активации второго набора субисточников, расположенных на другой глубине, по отношению к времени начала выполнения записи (время t = 0) в сейсмограмме ОПВ вместе с компенсацией его более близкого расположения относительно отражающих горизонтов по сравнению с
первым набором субисточников, Gi(w) представляет собой волну-спутник для первого набора субисточников, G2(oo) представляет собой волну-спутник для второго набора субисточников, а надстрочная звездочка "*" обозначает сопряжение.
В этом примере осуществления оператор волны-спутника g^t) для первого набора сейсмических субисточников может быть определен во временной области следующим образом:
gl(t) = *(t)-*
t - 2d, "
(4)
и, аналогично, оператор волны-спутника g2(t) для второго набора сейсмических субисточников может быть определен как
t - 2d2 ^
g2(t) = S(t)-S
(5)
V с
Здесь d1 - это рабочая глубина первого набора субисточников; d2 - рабочая глубина второго набора субисточников; а - угол испускания сейсмической волны, распространяющейся от источника, по отношению к вертикали; а 5 - оператор дельта-функции Дирака.
Однако изобретение не ограничивается только двумя глубинами. В более общем случае сейсмический источник содержит набор субисточников, расположенных на различных глубинах. Пусть используется N наборов субисточников, каждый из которых содержит сейсмические субисточники, расположенные на одной и той же глубине. Тогда волновое поле W(UJ) без волны-спутника со стороны источника можно рассчитать при помощи следующего уравнения в частотной области:
|;o1((c))Gi((c))*
W(ca) = ^ . (6)
ТШ\2
i=l
Однако здесь OI(UJ) представляет собой записанный сигнал, взятый с поправкой на время активации 1-го набора субисточников на i-й глубине, a GI(UJ) - это волна-спутник для 1-го набора субисточников. Тогда оператор волны-спутника gift) для i-го набора сейсмических источников может быть определен во временной области следующим образом:
gi(t) = S(t)-S
t - 2dt "
V с
(7)
для / = 1, 2, N, где d, представляет собой рабочую глубину 1-го набора источников.
Применение способа, предложенного Posthumus, к сейсмическим данным, полученным при помощи групп источников или групп субисточников, расположенных на различных глубинах, приводит к удалению волны-спутника. Кроме того, сам сейсмический импульс подвергается преобразованию, так как волновые поля от субисточников, расположенных на различных глубинах, подвергаются частотно-зависимому взвешенному суммированию. Вследствие этого традиционная форма импульса в дальней зоне поля (описанная выше) больше не может использоваться при деконволюции с использованием формы импульса источника. Вместо этого необходимо определить преобразованную форму импульса источника после объединения волновых полей от набора субисточников, расположенных на различных глубинах, и удаления волны-спутника.
В одном из вариантов осуществления, связанных с настоящим изобретением, такое определение осуществляется путем определения форм импульсов в дальней зоне поля каждого источника или каждого элемента-источника из группы источников, буксируемых на различных глубинах. Каждая из этих форм импульсов в дальней зоне должна включать волны-спутники со стороны источника и приемника. Эти формы импульсов в дальней зоне можно определить при помощи любых способов, уже известных из уровня техники, при этом они должны включать отклик приемной системы. Затем эти формы импульсов в дальней зоне поля вводятся в тот же алгоритм, который используется для удаления волны-спутника из самих сейсмических данных. Полученная в результате составная форма импульса в дальней зоне поля, свободная от волн-спутников, типична для формы импульса в записанных сейсмических данных после удаления волны-спутника и может использоваться для расчета фильтра изменения формы импульса в целях внесения поправки на фазочастотный и (или) амплитудно-частотный спектр формы импульса. Полученная в результате форма импульса в дальней зоне поля согласно настоящему изобретению необходима для изменения форм импульсов источников в конфигурации выше/ниже.
Целью применения системы сбора сейсмических данных 100, показанной на ФИГ. 1, является картирование геологической среды с использованием сейсмических данных d(t), записанных в ходе проведения сейсморазведки. Идеальным конечным результатом был бы чистый импульсный отклик среды, который может быть выражен в виде импульсной трассы геологической среды, ers(t). В действительности традиционные записанные сейсмические данные содержат
конволюцию импульсной трассы геологической среды, ers(t), с сейсмическим импульсом w(t) плюс шум n(t):
(8)
где t- это время, а звездочка "*" обозначает конволюцию.
Три основных члена в этом сейсмическом импульсе представляют собой сам отклик источника, волну-спутник со стороны источника и волну-спутник со стороны приемника. Хотя сейсмический импульс фактически является функцией направления, его часто аппроксимируют с помощью формы импульса в дальней зоне поля, распространяющегося в вертикальном направлении.
Сейсмический импульс w(t) содержит комбинацию различных откликов, включая отклик самой геологической среды, а также отражения со стороны источника, приемника и от поверхности, или волны-спутники. После того, как сейсмический импульс w(t) и шум n(t) определены, их можно удалить из записанных сейсмических данных d(t). Окончательным результатом является импульсная трасса геологической среды, ers(t), которая очень точно представляет идеальный импульсный отклик среды.
В одном из вариантов осуществления сейсмический импульс, w (t) = w (t, x,y,z,d,cp), можно выразить в виде конволюции операторов (функций, которые определяют формы импульсов), представляющих волну-спутник со стороны приемника, gr(t) = gr(t,e,cp), волну-спутник со стороны источника, gs(t) = gs(t,e,cp), отклик системы источников, свободный от волн-спутников, sng(t) = sng(t,e,cp), отклик фильтра геологической среды, e(t) = e(t,x,y,z), и отклик системы приемников, r(t) = r(t,d,cp,). Здесь t представляет собой время, в и ср - углы излучения, а х, у и z - пространственные декартовы координаты. Для простоты иллюстрирования операторы будут выражены во временной области. Таким образом, в этом варианте осуществления записанный сейсмический импульс описывается следующим образом:
(9)
Отклик фильтра геологической среды, e(t), представляет собой частотно-зависимое затухание при прохождении поля акустических волн сквозь геологическую среду.
В одном из вариантов осуществления изобретение представляет собой способ и систему правильного определения формы импульса источника в дальней зоне поля для системы сбора сейсмических данных, применяющей источники или
компоненты источников, расположенных на различных глубинах и активируемых с различными относительными временными задержками.
Прежде всего, формы импульсов сейсмических субисточников в дальней зоне поля могут быть определены на основе описанных выше способов. Например, в одном из примеров осуществления формы импульсов так называемого значимого источника можно рассчитать либо по измеренным данным поля, либо по моделируемым откликам, калиброванным в соответствии с измерениями поля. Такие расчеты основаны на описанном выше способе значимого источника. При расчетах форм импульсов значимого источника необходимо учитывать эффекты взаимодействия с волной-спутником со стороны источника. Однако при определении форм импульсов в дальней зоне поля на основе форм импульсов значимого источника волна-спутник gs(t) не включается в расчеты. Для получения форм импульсов в дальней зоне поля для группы источников, в которой набор субисточников распределен по различным глубинам, формы импульсов в дальней зоне поля для каждого сейсмического субисточника необходимо суммировать при помощи способа взвешенного суммирования, аналогичного использовавшемуся для удаления волны-спутника из измеренных данных. Полученную в результате составную форму импульса источника, свободную от волн-спутников, можно использовать затем в качестве основы для удаления отклика источника.
При использовании системы сбора сейсмических данных, применяющей группы источников, в которых субисточники распределены по глубине, волну-спутник источника можно удалить путем взвешенного суммирования субисточников, распределенных по глубине. Одним из примеров такого источника является источник с конфигурацией "выше/ниже". Так, в одном из вариантов осуществления описанный выше способ, предложенный Posthumus, можно использовать для источников, расположенных по принципу "выше/ниже" (вместо сейсмических кос, описанных в статье).
В другом примере осуществления сейсмические данные, полученные от одного набора субисточников, сначала сдвигают во времени, чтобы волна-спутник возникала одновременно с волной-спутником другого набора субисточников. Затем производят вычитание двух наборов сейсмических данных, полученных от двух наборов субисточников, что приводит к удалению волны-спутника. Результат вычитания будет содержать кажущуюся волну-спутник с относительной амплитудой -1 и известной временной задержкой, равной двойному вертикальному времени пробега расстояния между глубинами двух наборов субисточников. Таким образом,
можно создать детерминированный фильтр подавления волн-спутников и применить его для компенсации амплитудных и фазовых эффектов.
Еще в одном примере осуществления сейсмические данные, полученные от двух наборов субисточников, расположенных на различных глубинах, сначала фильтруют с помощью детерминированных фильтров, предназначенных для внесения поправки только на фазовые эффекты волны-спутника со стороны источника. После этого отфильтрованные данные от одного набора субисточников сдвигают во времени, чтобы события в двух наборах отфильтрованных данных происходили одновременно. Затем два набора данных суммируют, чтобы заполнить провалы в амплитудном спектре.
Еще в одном примере осуществления два набора сейсмических данных, полученных от двух наборов субисточников, суммируют и вычитают друг из друга, получая наборы суммированных и разностных данных соответственно. После этого набор разностных данных интегрируют и масштабируют на 1/4 обратной величины половины времени пробега между различными глубинами для двух наборов субисточников. Далее, набор суммированных данных масштабируют на 1/4. Затем набор масштабированных и интегрированных разностных данных вычитают из набора масштабированных суммированных данных, получая волновое поле восходящих волн.
Таким образом, эффекты волны-спутника gs(t) могут быть удалены из каждой формы импульса в дальней зоне поля в сейсмическом импульсе w (t). В известном уровне техники существуют и другие способы определения и удаления эффектов волны-спутника gs(t) со стороны источника из сейсмического импульса w (t). Это описание нескольких способов не ограничивает объем настоящего изобретения.
(10)
Р" 2
При использовании буксируемой сейсмической косы с двумя типами датчиков или многокомпонентной косы, содержащей как датчики давления, так и датчики движения, волновые поля восходящих и падающих волн могут быть разделены путем масштабированного или взвешенного суммирования измеренных компонент. Например, в одном из примеров осуществления восходящие и падающие волновые поля давления, Ри и Pd соответственно, можно рассчитать по измеренному волновому полю давления Р и компоненте вертикальной скорости волнового поля Vz и выразить в частотной области следующим образом:
pH-f4H
pdH=^pH+^vzH
(11)
где ш - частота вращения, р - плотность воды, a kz - вертикальное волновое число, заданное выражением:
(12)
дальней зоне из блока 21 для набора сейсмических субисточников для каждой из набора глубин и различных времен задержки.
В блоке 23 отклик источника удаляют из сейсмических данных из блока 20 при помощи составной, свободной от волн-спутников формы импульса сейсмического источника в дальней зоне поля из блока 22.
На ФИГ. 3 представлена блок-схема, иллюстрирующая пример осуществления способа определения форм импульсов в дальней зоне поля. ФИГ. 3 дополнительно описывает часть способа, представленного на ФИГ. 2.
В блоке 30 формы импульсов значимого источника определяют для набора сейсмических субисточников, используемых для записи сейсмических данных на каждой из набора глубин.
В блоке 31 форму импульса в дальней зоне поля определяют путем взвешенного суммирования форм импульсов значимого источника для набора сейсмических субисточников на каждой из набора глубин из блока 30.
На ФИГ. 4 представлена блок-схема, иллюстрирующая пример осуществления способа удаления сигнала отклика источника из сейсмических данных. ФИГ. 4 дополнительно описывает часть способа, представленного на ФИГ. 2.
В блоке 40 группа сейсмических источников с набором сейсмических субисточников, расположенных на различных глубинах и активируемых с различными относительными временными задержками, используется для записи сейсмических данных.
В блоке 41 взвешенное суммирование применяют к формам импульсов в дальней зоне из блока 21 на ФИГ. 2 для набора сейсмических субисточников, расположенных на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками, из блока 40.
На ФИГ. 5 представлена блок-схема, иллюстрирующая пример осуществления способа удаления волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных. ФИГ. 5 дополнительно описывает часть способа, представленного на ФИГ. 2.
В блоке 50 измеряют компоненты давления и вертикальной скорости сейсмических данных.
В блоке 51 волновые поля восходящих и падающих волн разделяют при помощи взвешенного суммирования измеренных компонент давления и вертикальной скорости из блока 50.
Сейсмические данные, полученные при проведении сейсморазведки и характерные для геологической среды, обрабатываются для получения информации, относящейся к геологическому строению и свойствам формаций геологической среды в исследуемой зоне. Обработанные сейсмические данные обрабатываются для отображения и анализа потенциального группового состава углеводородов в этих подземных формациях. Целью обработки сейсмических данных является извлечение из сейсмических данных максимально возможного объема информации о подземных формациях для получения адекватного изображения геологической среды. При определении участков геологической среды, где существует вероятность обнаружения залежей нефти, крупные средства расходуются на сбор, обработку и интерпретацию сейсмических данных. Процесс построения поверхностей отражающих горизонтов, определяющих исследуемые подземные пласты, по записанным сейсмическим данным, позволяет получить изображение среды по глубине или времени. Необходимым условием открытия нефтяного или газового пласта-коллектора является сейсмическое изображение геологической среды, полученное с хорошим разрешением.
Изображение строения геологической среды получают с целью предоставления интерпретатору возможности выбора участков, где с наибольшей вероятностью могут находиться залежи нефти. Чтобы удостовериться в наличии нефти, необходимо пробурить скважину. Бурение скважин для определения присутствия нефтяных залежей представляет собой чрезвычайно дорогостоящую и трудоемкую задачу. По этой причине сохраняется потребность в улучшении обработки и отображения сейсмических данных для получения изображения строения геологической среды, которое повысит возможности интерпретатора оценивать вероятность существования скопления нефти на определенном участке геологической среды независимо от того, выполняется ли интерпретация компьютером или человеком. Обработка и отображение собранных сейсмических данных способствует принятию более точных решений при определении необходимости и места бурения, тем самым снижая риск бурения непродуктивных скважин.
Настоящее изобретение обсуждалось выше как способ только в целях иллюстрации, но оно может также быть реализовано в виде системы. Система в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно реализуется посредством компьютеров, конкретно, цифровых компьютеров, наряду с использованием традиционного оборудования для обработки данных. Такое оборудование для обработки данных, хорошо известное специалистам, будет
состоять из любой подходящей комбинации или сети оборудования для компьютерной обработки, включая, без ограничений, аппаратное обеспечение (процессоры, устройства временного и постоянного хранения и любое иное оборудование для компьютерной обработки), программное обеспечение (операционные системы, прикладные программы, библиотеки программ математических расчетов и любое иное подходящее программное обеспечение), схемы соединений (электрические, оптические, беспроводные и другие) и периферийное оборудование (входные и выходные устройства, такие как клавиатуры, позиционирующие устройства и сканеры; устройства отображения, такие как мониторы и принтеры; машиночитаемые накопители, такие как ленты, диски, накопители на жестких дисках и любое иное подходящее оборудование).
В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде описанного выше способа, специально выполненного с помощью программируемого компьютера для применения этого способа. В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде компьютерной программы, хранящейся на машиночитаемом носителе, при этом логика программы позволяет задавать последовательность действий программируемого компьютера для применения описанного выше способа. В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде машиночитаемого носителя с хранящейся на нем компьютерной программой, при этом логика программы позволяет задавать последовательность действий программируемого компьютера для применения описанного выше способа.
На ФИГ. 6 представлена схема, иллюстрирующая в качестве примера одну из многих типов компьютерных систем, которая может использоваться вместе со способами обработки сейсмических данных согласно настоящему изобретению. Центральный процессор 60 подключен к пользовательским входным устройствам, таким как клавиатура 61 (проводная или беспроводная) и мышь 62 (проводная или беспроводная). Процессор 60 подключен также к дисплею, такому как монитор 63. Компьютерная программа согласно настоящему изобретению может быть расположена на любом из ряда машиночитаемых носителей, таких как диск 64, вставляемый в дисковод 65, или любой внутренний или внешний жесткий диск (не показан).
Следует понимать, что изложенное выше представляет собой просто подробное описание конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, и что многочисленные изменения, модификации и варианты осуществления, альтернативные изложенным, могут быть выполнены в
соответствии с раскрытым здесь изобретением без выхода за его рамки. Поэтому предшествующее описание не ограничивает объем настоящего изобретения. Объем изобретения определяется только признаками прилагаемой формулой изобретения и их эквивалентами.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ картирования геологической среды, включающий следующие
шаги:
получают сейсмические данные, собранные с помощью сейсмического источника, содержащего набор сейсмических субисточников, расположенных в водоеме на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками;
определяют формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине;
определяют составную, свободную от волн-спутников форму импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля по формам импульсов в дальней зоне для набора сейсмических субисточников для каждой глубины и различных времен задержки; и
удаляют отклик источника из сейсмических данных при помощи составной, свободной от волн-спутников формы импульса сейсмического источника в дальней зоне поля.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине включает следующие шаги: определяют формы импульсов значимого источника для набора сейсмических субисточников на каждой глубине; определяют форму импульса в дальней зоне поля путем взвешенного суммирования форм импульсов значимого источника.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине включает измерение формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине включает моделирование формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что удаление отклика источника из сейсмических данных включает применение взвешенного суммирования к формам импульсов в дальней зоне для набора сейсмических субисточников, расположенных
2.
на каждой из различных глубин и активируемых с различными временными задержками.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине
5 первоначально включает удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает следующие шаги: измеряют компоненты давления и вертикальной скорости сейсмических данных; и разделяют
ю волновые поля восходящих и падающих волн при помощи взвешенного суммирования измеренных компонент давления и вертикальной скорости.
8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает удаление волны-спутника со стороны приемника с помощью системы приемников.
is 9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что удаление волны-спутника со
стороны источника из сейсмических данных включает удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает следующие шаги: измеряют
20 компоненты давления и вертикальной скорости сейсмических данных; и разделяют волновые поля восходящих и падающих волн при помощи взвешенного суммирования измеренных компонент давления и вертикальной скорости.
11. Система картирования геологической среды, содержащая сейсмический источник, включающий набор сейсмических субисточников,
25 расположенных в водоеме на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками, выполненный с возможностью сбора сейсмических данных; и программируемый компьютер для выполнения по меньшей мере следующих действий: определение формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине; определение составной,
зо свободной от волн-спутников формы импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля по формам импульсов в дальней зоне для набора сейсмических субисточников для каждой глубины и различных времен задержки; и удаление отклика источника из сейсмических данных при помощи составной, свободной от волн-спутников формы импульса сейсмического источника в дальней зоне поля.
35 12. Система по п. 11, отличающаяся тем, что определение форм
импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой
глубине включает определение формы импульсов значимого источника для набора сейсмических субисточников на каждой глубине; и определение форму импульса в дальней зоне поля путем взвешенного суммирования форм импульсов значимого источника.
5 13. Система по п. 11, отличающаяся тем, что определение форм
импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине включает измерение формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине.
14. Система по п. 11, отличающаяся тем, что определение форм
ю импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой
глубине включает моделирование формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине.
15. Система по п. 11, отличающаяся тем, что удаление отклика источника из сейсмических данных включает применение взвешенного суммирования к
is формам импульсов в дальней зоне для набора сейсмических субисточников, расположенных на каждой из различных глубин и активируемых с различными временными задержками.
16. Система по п. 11, отличающаяся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой
20 глубине первоначально включает удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных.
17. Система по п. 16, отличающаяся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает измерение компонентов давления и вертикальной скорости сейсмического импульса; и разделение
25 волновых полей восходящих и падающих волн при помощи взвешенного суммирования измеренных компонент давления и вертикальной скорости.
18. Система по п. 16, отличающаяся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает удаление волны-спутника со стороны приемника с помощью системы приемников.
зо 19. Система по п. 11, отличающаяся тем, что удаление волны-спутника со
стороны источника из сейсмических данных включает удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных.
20. Система по п. 19, отличающаяся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает измерение компонентов
35 давления и вертикальной скорости сейсмических данных; и разделение волновых
полей восходящих и падающих волн при помощи взвешенного суммирования измеренных компонент давления и вертикальной скорости.
21. Машиночитаемый носитель информации с записанной на нем компьютерной программой, логика которой обеспечивает выполнение по меньшей мере одним программируемым компьютером способа, включающего следующие шаги: получение сейсмических данных, собранных с помощью сейсмических субисточников, расположенных в водоеме на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками; определение формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине; определение составной, свободной от волн-спутников формы импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля по формам импульсов в дальней зоне для набора сейсмических субисточников для каждой глубины и различных времен задержки; и удаление отклика источника из сейсмических данных при помощи форм импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля.
22. Носитель по п. 21, отличающийся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине включает определение формы импульсов значимого источника для набора сейсмических субисточников на каждой глубине; и определение формы импульса в дальней зоне поля путем взвешенного суммирования форм импульсов значимого источника.
23. Носитель по п. 21, отличающийся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине включает измерение формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине.
24. Носитель по п. 21, отличающийся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине включает моделирование формы импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой глубине.
25. Носитель по п. 21, отличающийся тем, что удаление отклика источника из сейсмических данных включает применение взвешенного суммирования к формам импульсов в дальней зоне для набора сейсмических субисточников, расположенных на каждой из различных глубин и активируемых с различными временными задержками.
26. Носитель по п. 21, отличающийся тем, что определение форм импульсов в дальней зоне поля для набора сейсмических субисточников на каждой
21.
глубине первоначально включает удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных.
27. Носитель по п. 26, отличающийся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает измерение компонентов давления и вертикальной скорости сейсмических данных; и разделение волновых полей восходящих и падающих волн при помощи взвешенного суммирования измеренных компонент давления и вертикальной скорости.
28. Носитель по п. 26, отличающийся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает удаление волны-спутника со стороны приемника с помощью системы приемников.
29. Носитель по п. 21, отличающийся тем, что удаление отклика источника из сейсмических данных включает удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных.
30. Носитель по п. 29, отличающийся тем, что удаление волны-спутника со стороны приемника из сейсмических данных включает измерение компонентов давления и вертикальной скорости сейсмических данных; и разделение волновых полей восходящих и падающих волн при помощи взвешенного суммирования измеренных компонент давления и вертикальной скорости.
27.
27.
Получить сейсмические данные, собранные с помощью сейсмического источника, содержащего набор сейсмических субисточников, расположенных в водоеме на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками
1 сЩ
Определить формы импульсов в дальней зоне поля для сейсмических субисточников на каждой глубине из набора глубин
^22
Определить составную, свободную от волн-спутников форму импульсов сейсмического источника в дальней зоне поля по формам импульсов в дальней зоне для сейсмических субисточников для каждой из набора глубин и различных времен задержки
г23
Удалить отклик источника из сейсмических данных при помощи составной, свободной от волн-спутников формы импульса сейсмического источника в дальней зоне поля
ФИГ. 2
Определить формы импульсов значимого источника для сейсмических субисточников, используемых для записи сейсмических данных на каждой из набора глубин
Определить форму импульса в дальней зоне поля путем
взвешенного суммирования форм импульсов значимого источника
на каждой из набора глубин
ФИГ. 3
do
Использовать группу сейсмических источников с набором сейсмических субисточников, расположенных на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками, для записи сейсмических данных
i С
Применить взвешенное суммирование к формам импульсов в дальней зоне поля для сейсмических субисточников, расположенных на различных глубинах и активируемых с различными временными задержками
ФИГ. 4
Измерить компоненты давления и вертикальной скорости сейсмических данных
_С51
Разделить волновые поля восходящих и падающих волн при помощи взвешенного суммирования измеренных компонент давления и вертикальной скорости
ФИГ. 5
ОТЧЕТ О ПАТЕНТНОМ ПОИСКЕ
(статья 15(3) ЕАПК и правило 42
Номер евразийской заявки: 201370007
Дата подачи: 30 января 2013 (30,01.2013) |Дата испрашиваемого приоритета: 07 февраля 2012 (07.02.2012) Название изобретения: Способ и система для геологического картографирования и машиночитаемый носитель
Заявитель:
ПГС ГЕОФИЗИКАЛ АС
I 1 Некоторые пункты формулы не подлежат поиску (см. раздел I дополнительного листа) I | Единство изобретения не соблюдено (см. раздел II дополнительного листа)
А. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРЕДМЕТА ИЗОБРЕТЕНИЯ:
GO IV 1/38 (2006.01) G01V1/36 (2006.01)
Согласно Международной патентной классификации (МПК) или национальной классификации и МПК
Б. ОБЛАСТЬ ПОИСКА:
Минимум просмотренной документации (система классификации и индексы МПК) GO IV 1/00, 1/02, 1/16, 1/18, 1/20, 1/28, 1/30, 1/36, 1/38
Другая проверенная документация в той мере, в какой она включена в область поиска:
В. ДОКУМЕНТЫ, СЧИТАЮЩИЕСЯ РЕЛЕВАНТНЫМИ
Категория*
Ссылки на документы с указанием, где это возможно, релевантных частей
Относится к пункту №;
X Y
US 2008/0253227 Al (WALTER SOLLNER) 16.10.2008,
параграфы [0018], [0027]-[0029], [0036], [0039], [0043]-[0045]
US 2005/0013194 А1 (SVEIN Т. VAAGE et al.) 20.01.2005, параграфы [0017], [0019], [0027], [0028], [0082]
ЕР 2249182 Al (PGS GEOPHYSICAL AS) 10.11.2010, параграфы [0027], [0028|, [0037]-[0042], [0044]-[0050], [0066], [0067]
US 2010/0211319 Al (DIRK-JAN VAN MANEN) 19.08.2010, параграфы [0004], [0005], [0046]-[0048]
US 2008/0192571 Al (SVEIN TORLEIF VAAGE et al.) 14.08.2008, параграфы [0036]-[0041], [0046]-[0048]
1-3, 5-13, 15-20 4, 14,21-30
21-23, 25-30
21-23. 25-30
4, 14. 24
1-30
II последующие документы указаны в продолжении графы В Особые категории ссылочных документов: "А" документ, определяющий общий уровень техники "Ё" более ранний документ, но опубликованный на дату
подачи евразийской заявки или после нее "О" документ, относящийся к устному раскрытию, экспонированию и т.д.
"Р" документ, опубликованный до даты подачи евразийской
заявки, но после даты испрашиваемого приоритета "D" документ, приведенный в евразийской заявке
Дата действительного завершения патентного поиска: данные о патентах-аналогах указаны в приложении
более поздний документ, опубликованный после даты приоритета и приведенный для понимания изобретения
"X"
документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету поиска, порочащий новизну или изобретательский уровень, взятый в отдельности
документ, имеющий наиболее близкое отношение к предмету
поиска, порочащий изобретательский уровень в сочетании с
другими документами той же категории
документ, являющийся патентом-аналогом
документ, приведенный в других целях
14 мая 2013 (14.05.2013)
Наименование и адрес Международного поискового органа: Федеральный институт промышленной собственности
РФ. 123995,Москва. Г-59, ГСП-5, Бережковская наб.. д. 30-1.Факс: (499) 243-3337. телетайп: 114818 ПОДАЧА
Уполномоченное лицо
О. В. Кишкович
Телефон № (499) 240-25-91
