ASTM D7128 18 Standard Guide for Using the Seismic ...

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ASTM D7128 – 18 Standard Guide for Using the Seismic-Reflection Method for Shallow Subsurface Investigation

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1. 범위

1.1 목적 및 응용

1.1.1 Seismic reflection 법을 사용하여 얕은 지표면 상태 평가를 위한 기술, 장비, 현장 절차, Data 처리 및

해석 방법을 요약.

1.1.2 Seismic reflection 측정은 Geologic (1), Geotechnical, Hydro- geologic (2), 환경(3)을 포함한 다양한 용도의

얕은 지하 표면 조건 Mapping에 적용.

Seismic reflection 법은 Bedrock 표면, Confining layers (Aquitards), 결함, Lithologic stratigraphy, Void, Water table,

파손 시스템 및 Layer geometry (Folds)를 포함한 지질 조건을 Mapping, 탐지 및 표시에 사용.

Seismic reflection 법의 주요 적용은 Lithologic Unit의 측면 연속성 Mapping, 지표면의 음향 특성 변화 감지 등.

1.1.3 이 규격은 표면근처에 적용되는 Seismic reflection 법에 중점. 근거리 Seismic reflection 응용은 더 깊은

Seismic reflection 측량에 사용되는 것과 원리는 동일하지만 허용되는 규격은 여러 측면에서 상이.

표면 근처의 Seismic reflection Data는 고해상도(주 주파수 80Hz 이상)로 약 6m에서 수백 m까지 이미지 깊이.

6m보다 얕은 조사도 수행되었지만, 실험적인 것으로 평가.

1.2 한계

1.2.1 이 규격은 얕은 Seismic reflection 방법에 대한 개요를 제공하지만 Seismic 이론, 현장 절차, Data 처리

또는 Data 해석에 대한 세부 사항은 다루지 않는다.

이를 위해 많은 참고 문헌이 포함되어 있으며 이 규격의 필수 부분으로 간주.

Seismic reflection 법 사용자는 이 규격의 관련 자료, 본문에 인용된 참고 문헌 및 규격 D420, D653, D2845,

D4428/D4428M, D5088, D5608, D5730, D5753, D6235, D6429 숙지를 권장.

1.2.2 이 규격은 육상에서 이루어진 2 차원 Shallow Seismic reflection 측정으로 제한.

Seismic reflection 법은 육지, Borehole, 물, 3 차원(3D) 등 다양한 특수 용도에 적용.

Reflection 측정의 이러한 특수 적용에 대한 설명은 이 규격에 미 포함.

1.2.3 광범위한 지반 공학, 공학 및 지하수 문제에 대한 Seismic reflection 법 개념과 적용에 도움이 되는

정보를 제공.

1.2.4 Seismic reflection 법에 제안된 접근법은 사용되고 널리 받아 들여지고 입증.

기술적으로 정당한 Seismic reflection 법에 대한 다른 접근 또는 수정은 동일하게 적합.

1.2.5 Seismic reflection 법의 기술적 한계는 5.4에서 논의.

1.2.6 이 규격은 압축(P) 및 전단(S) 파 반사 방법에 대해 설명하며 필요 시 두 방법의 차이점을 설명.

1.3 체계적인 정보 모음 또는 옵션을 제공하며 특정 행동 과정을 권장하지 않는다.

이 규격은 교육이나 경험을 대체할 수 없으며 전문적인 판단과 함께 사용.

이 규격의 모든 측면이 모든 상황에 적용되는 것은 아니다.

특정 전문 서비스의 적절성을 판단해야 하는 표준 처치를 나타내거나 대체하기 위한 것이 아니며, 이 규격이

프로젝트의 많은 고유한 측면을 고려하지 않고 적용되지 않는다.

이 규격 제목의 "표준"이라는 단어는 단지 규격이 ASTM 를 통해 승인되었음을 의미.

1.4 SI 단위로 표시된 값을 표준으로 사용.

1.5 주의 사항

1.5.1 이 규격의 사용자는 장비 제조업체의 권장 사항에 따른 주의 사항을 따르고 적절한 건강 및 안전 규격을

확립하며 폭발물 또는 고 에너지(기계적 또는 화학적) 공급원에서 안전 및 규제를 고려.

1.5.2 위험 물질, 작업 또는 장비가 있는 장소에서 이 방법을 적용하는 경우 적절한 안전 및 건강 규격을

확립하고 사용 전 규정의 적용 가능성을 결정은 사용자 책임.

1.5.3 이 표준은 안전 문제를 다루지 않으며 사용자의 책임.

1.6 World Trade Organization Technical Barriers to Trade (TBT)위원회가 발행한 표준화에 관한 국제적으로 인정

된 원칙에 따라 개발.

2. Referenced Documents 2.1 ASTM Standards

D420 Guide for Site Characterization for Engineering De- sign and Construction Purposes D653 Terminology Relating to Soil, Rock, and Contained Fluids D2845 Test Method for Laboratory Determination of Pulse Velocities and Ultrasonic Elastic Constants of Rock (Withdrawn 2017) D3740 Practice for Minimum Requirements for Agencies Engaged in Testing and/or Inspection of Soil and Rock as Used in Engineering Design and Construction D4428/D4428M Test Methods for Cross hole Seismic Testing




D5088 Practice for Decontamination of Field Equipment Used at Waste Sites D5608 Practices for Decontamination of Sampling and Non Sample Contacting Equipment Used at Low Level Radio- active Waste Sites D5730 Guide for Site Characterization for Environmental Purposes With Emphasis on Soil, Rock, the Vadose Zone and Groundwater (Withdrawn 2013) D5753 Guide for Planning and Conducting Geotechnical Borehole Geophysical Logging D5777 Guide for Using the Seismic Refraction Method for Subsurface Investigation D6235 Practice for Expedited Site Characterization of Va- dose Zone and Groundwater Contamination at Hazardous Waste Contaminated Sites D6429 Guide for Selecting Surface Geophysical Methods D6432 Guide for Using the Surface Ground Penetrating Radar Method for Subsurface Investigation

3. 용어

3.1 정의

3.1.1 이 표준에서 사용되는 Common 기술 용어의 정의는 D653을 참조

3.2이 규격에 특정한 정의

3.2.1 Acoustic impedance- Seismic 압축 Wave 속도 및 밀도.

재료의 압축 Wave 속도는 Bulk Modulus, 전단 Modulus 및 밀도에 의해 결정.

Seismic Impedance는 Seismic 속도와 밀도의 곱으로 통용.

3.2.2 Automatic gain control (AGC) -Trace 진폭 조정으로 시간 및 인접 Data Point 진폭에 따라 상이.

적어도 하나의 시편이 선택된 이동 창 내에서 전체 스케일 Deflection에 있도록 출력 진폭을 변경하는 진폭

조정(시간 이동).

3.2.3 Blind seismic de-convolution - Seismic de-convolution 문제는 Source wave가 알려지지 않은 곳이며 시간

변화의 가능성이 있다. 알려진 하나(부가 Noise로 측정된 Seismogram)와 두 개의 알려지지 않은 것(Source

wave 및 Reflection coefficients)을 식별.

3.2.4 Body wave -반 공간의 표면을 따라 이동하는 Surface wave와 달리 매체의 Body를 통과하는 P Wave 및

S -Wave.

3.2.5 Bulk modulus – 정수압 하중에 반응하여 부피를 변화시키는 물질의 저항.

Bulk Modulus(K)는 압축 Modulus로도 명명.

3.2.6 Check shot survey (Down hole survey)- 표면과 규정된 깊이 사이 이동 시간의 직접 측정.

표면의 Source는 지정된 위치에서 심도 시간 관계를 결정하기 위해 구멍 내에서 Seismic 수신기에 의해 기록.

3.2.7 coded source -주어진 시간 동안 미리 정해진 또는 예측된 방식으로 에너지를 전달하는 Seismic 에너지

생성 장치.

3.2.8 Common mid-point (CMP) or Common depth point (CDP) method - 각 Source를 여러 위치에 기록하고 각

위치를 여러 Source 위치에서 기록하는데 사용되는 기록 처리 방법.

3.2.8.1 토론 – 수정 후, 이 Data Trace는 결합(Stack)되어 각 위치에서 일치하는 Source와 수신기를 추정하는

Common Midpoint 영역을 제공.

목표는 Offset에 대한 의존성이 1 차 반사와 다른 임의의 효과 및 Event를 감쇠.

3.2.9 Compressional wave velocity (P-wave velocity)- 방향을 암시하지 않는 Seismic 파의 전파 속도, 즉 속도는

매체의 특성. 압축 Wave의 입자 변위는 전파 방향.

3.2.10 Dynamic range - 최대 최소 측정값의 비율로 스케일 변경 없이 기기에서 기록하고 측정할 수 있는 범위.

3.2.11 Fold (Redundancy) – Common Point Data의 다양성 또는 Bin당 Midpoint의 수.

3.2.11.1 토론- Midpoint이 12개의 Source/수신기 쌍에 대해 동일한 경우 Stack을 "12 배" 또는 1200 %.

3.2.12 G-force - 지구의 중력에 대한 가속도의 측정.

3.2.13 Impedance contrast -하위 Layer 경계 또는 Seismic Impedance에 걸친 Seismic Impedance의 비를 상위

Layer의 Seismic Impedance로 나눈 값.

3.2.13.1 토론- 값 1은 전체 전송을 의미. 대비가 증가함에 따라 값이 1에서 증가 또는 감소.

즉 경계에서 더 많은 에너지 반사가 발생. 1보다 작은 값은 음의 반사율 또는 역 반사 Wavelet 극성을 표시.

3.2.14 Normal move out (NMO) - 수신기가 Source Point에 위치하지 않기 때문에 Shot-to-receiver 거리의

함수로서 반사 도달 시간 차.

3.2.14.1 토론- 반사 Bed가 침지되지 않고 광선 경로가 직선이라고 가정하면 Offset으로 인해 추가 이동

시간이 필요. 이것은 반사를 위한 쌍곡선 모양으로 연결.

3.2.15 Normal move out velocity (Stacking velocity)- 일정한 속도 모델을 가정하여 수직 이동 측정에서 계산된

주어진 반사기에 대한 속도.

3.2.15.1 토론- 광선 경로가 실제로 속도가 변함에 따라 곡선을 이루기 때문에 쌍곡선을 맞추면 실제 속도

분포가 일정한 NMO 속도와 같다고 가정하지만 NMO 속도는 Offset과 함께 변경.




그러나, 이 가정은 반사기 깊이보다 작은 Offset에 대한 적절한 솔루션을 제공.

쌓기 전에 Common Midpoint 수집에 대한 NMO 보정 계산에 사용.

3.2.16 Nyquist frequency- Aliasing 또는 Folding 주파수로 Sampling 주파수 또는 속도의 절반과 동일.

3.2.17 Optimum window - 최적의 신호 대 잡음 비로 반사를 제공하는 Source와 수신기 사이 범위의 최적 창.

3.2.18 Raypath, - Wave front에 직교하는 선(등방성 매체).

3.2.19 reflection - Acoustic- impedance contrast (reflector) 또는 지구 내 일련의 대비에서 반사(반환)된 Seismic

source의 에너지 또는 파동.

3.2.20 Reflection series - 계층 프로파일을 정의하는 반사 계수.

3.2.21 Reflector -Seismic 에너지를 반영하는 물리적 특성(탄성 및 밀도)의 대비를 갖는 계면.

3.2.22 Roll- along switch - Common-midpoint 기록에 사용되는 여러 Geophone을 녹음기기에 연결하는 스위치.

3.2.23 Seismic Convolution, - 반사 시리즈와 Source wave 간의 Convolution.

3.2.24 Seismic De- convolution- Seismic time 열에서 Source wave 특성을 제거하여 반사 계수만 남는 과정.

3.2.25 Seismic Impedance- Seismic wave 속도 및 밀도의 곱

3.2.25.1 토론- Seismic Impedance에는 Shear wave와 Surface wave가 포함되지만, 음향 Impedance에는 엄격한

정의에 따라 압축 Wave만 포함.

3.2.26 Seismic sensor- 지구에 연결하고 진동을 녹음하도록 설계된 Receiver(예: Geophone, 가속도계, 수중

청음기).

3.2.27 Seismic sensor group (Spread)- 다중 수신기, 특정 에너지를 향상 시키거나 감쇠 시키도록 설계된

Array에 배치.

3.2.28 Shear modulus (G) (rigidity modulus) - 적재 시 전단 응력 대 전단 응력의 비

3.2.28.1 Discussion- G는 두 번째 Lamé 상수와 동일.

작은 변형의 경우 Hooke 법칙이 유지되며 Strain은 Stress에 비례.

3.2.29 Shear wave velocity (S-wave velocity)- 전파 방향에 수직인 입자운동으로 이동하는 에너지 속도.

3.2.30 Shot gather (field files)- Common Source 위치가 있는 Seismic Trace을 표시.

3.2.31 source to Seismic sensor offset - Source Point에서 Seismic sensor 또는 Seismic sensor(group) 확산의

중심까지 거리.

3.2.32 Source wave- 조사중인 Stratigraphic profile을 이동하기 위해 생성된 Seismic Source wave.

3.2.33 Stacking- Noise를 줄이고 전체 Data 품질을 향상을 위해 여러 기록에서 Seismic Trace을 추가.

3.2.34 Take out- Seismic sensor를 연결할 수 있는 다중 컨덕터 케이블의 연결 지점.

3.2.34.1 토론- Take out은 물리적으로 양극화되어 연결을 뒤로할 가능성을 감소.

3.2.35 Tap test - 실시간 디스플레이에서 측정 중 수신기를 가볍게 터치하여 Sensor 응답을 정성적으로 평가.

3.2.36 Twist test - Seismic sensor에 적용되는 가벼운 회전 압력으로 움직임이 없으므로 견고한 Ground 결합

지점 보장.

3.2.37 Wave train (Wave field) - (1) 파의 통과로 인한 주어진 시간에서의 공간 변동, (2) 단일 충격의 결과로

지구를 통과하는 모든 Seismic 에너지 성분.

3.2.38 Wide-angle reflections - 임계각 근처 또는 그 초과의 입사각을 갖는 반사.

3.2.38.1 토론- 임계각은 광선이 경계에 입사하는 고유한 입사각으로 정의(경계는 급격한 수직 속도 증가로

정의). 경계에 평행한 저속의 고속 매체에서 "굴절" 및 이동.

광각 반사는 Offset 증가에 따라 굴절에 점근적으로 나타나며 매우 큰 진폭을 가질 수 있다.

CMP Stack 영역에 포함된 경우 Stack Wavelet에 불균형하게 기여.

3.2.39 Wiggle Trace - 시간의 함수로서 Seismic sensor 출력의 단일 Line 디스플레이.

4. 규격 요약

4.1 방법 요약- Seismic reflection 방법은 지구를 통해 전파되고 지하 표면 특징을 반사하고 표면으로 되돌아

오는 Seismic 에너지를 활용.

Seismic wave는 Source에서 알려진 형상에 배치된 Seismic sensor로 이동.

아래로 이동하는 음파는 표면 아래 물질의 속도나 밀도가 갑자기 증가하거나 감소할 때마다(예로, Water table,

Alluvium/bedrock contact, Limestone/ Shale contact) 표면으로 다시 반사.

4.1.1 반사기 이미지(Velocity 또는 Density contrast 속도)는 지하 표면 상태와 재료 해석에 사용.

반사기에서 Seismic sensor로 되돌아 오는 반사는 전파되는 재료 속도에 의해 결정된 이동 경로를 따른다.

Source로부터 다른 Offset(Source와 Seismic sensor 사이의 거리)에서 다중 Seismic sensor로 기록된 Seismic

data에 대한 반사 도달은 집합적으로 반사 점과 Seismic sensor 사이 재료의 속도(대략 평균) 추정에 사용.

반사는 Layer의 연속성, 두께 및 깊이와 속도 및 재료 유형 변화와 같은 표면의 특성 평가에 사용.

4.1.2 Seismic reflection 법은 음파 Impedance 변화를 나타내는 지표면에서의 불연속 Seismic 속도 또는 질량

밀도 변화의 존재에 의존. 수학적으로 음향 Impedance는 질량 밀도와 음향 파 속도의 곱에 비례.




반사는 지질 층 사이의 자연 경계나 터널 및 광산과 같은 인공 경계에서 발생.

Seismic reflection 법의 사용은 층으로 된 지질 단위의 경계 식별.

이 기술을 사용하여 모래나 점토 렌즈 및 결함과 같은 지역화된 예외 검색에도 활용.

4.1.3 지구의 Seismic 에너지는 Body wave와 Surface wave의 형태로 이동.

지구를 통해 전파되는 Body wave는 공기 중 전파되는 음파와 유사. 소리, 폭발, 경적 등을 통해 공중으로

이동하는 음파가 벽, 절벽 또는 건물(모든 음향 대비)에 닿으면 소리가 반사되는 반향을 듣는 것이 일반적.

지표면에서 전파되는 Body wave가 다른 음향 Impedance를 가진 물질의 부피와 접촉할 때, 반사(Eco)를 형성.

지하에서, 음향 계면에 도달하는 일부 Body wave 에너지가 계면에서 전달되거나 굴절되거나 다른 유형의

Seismic wave로 변환될 수 있기 때문에 상황이 복잡. Surface wave는 Seismic 에너지 Pulse의 지배적인(총

에너지에서) 부분이며 해양의 파도가 해안을 향해 움직이는 것처럼 지구의 자유 표면을 따라 전파.

Surface wave는 파장의 함수인 깊이까지 지구로 침투.

4.1.4 Seismic reflection 법은 지표 침투 레이더(GPR)와 유사한 토질의 물리적 특성에 대비가 필요(D6432 참조).

Seismic reflection 방법이 의존하는 측정 가능한 물리적 변수(Seismic 속도 및 밀도)는 GPR이 의존하는 물리적

변수(전도도 및 유전 상수)와는 상당히 다르지만 반사 에너지의 개념은 유사.

Seismic reflection과 전기 방법(비 저항, 자발 전위), 전자기(EM) 또는 전위 Field(중력 또는 자기) 사이의

유사성은 실질적으로 적다.

4.2 보완 Data - 시추 공 로그, 지질지도, Node Data 또는 기타 지표 및 Borehole 물리학적 방법에서 얻은 지질

학적 및 수문학적 Data는 Seismic reflection data의 지하 표면 조건 해석에 필요.

Seismic reflection 법은 지지 및 보완적인 Data 없이 결정적으로 해석될 수 없는 표면을 설명.

5. 의의 및 사용

5.1 개념

5.1.1 Seismic reflection 법을 사용하여 얕은 지표면 특징과 층 형상 또는 계층의 상대적 변화를 감지, 묘사

또는 Mapping하는데 사용되는 기본 장비, 현장 절차 및 해석 방법을 요약.

이 방법의 적용은 기반 암의 상단 Mapping, 층 또는 층 형상 묘사, 지하 표면 재료 특성의 변화 식별, Void

또는 파괴 구역 감지, 결함 Mapping, 수면 상단 정의, 제한 Layer Mapping 및 탄성 추정을 포함.

표면 재료의 파동 속도. 요구사항은 D3740에 설명.

5.1.2 Seismic reflection 법을 이용한 지하 표면 측정에는 Seismic Source, 다중 Seismic sensor, 다 채널

Seismograph 및 각 사이 적절한 연결(무선 또는 배선)이 필요(그림 1, 선택적인 Roll-alone 스위치도 표시).

5.1.3 제어된 Seismic 에너지 원에 의해 생성된 Seismic wave는 지면 또는 공기를 통해 Source에서 Seismic

sensor로 기계적 에너지(입자운동) 형태로 전파되어 입자(지상) 운동이 전압으로 변환되어 Seismograph.

5.1.3.1 Seismic 에너지는 지면과 공기를 통해 원천에서 멀리 이동.

지면에서 에너지는 압축 Wave(Eq 1)와 Shear wave(Eq 2)가 반구형 Pattern으로 Source에서 멀어지고

Surface wave는 지면의 원형 Pattern으로 전파되는 탄성파로 이동.

Seismic sensor 사이 Seismic 에너지 전파 시간은 재료의 파동 유형, 이동 경로 및 Seismic 속도에 따라 상이.

반사된 Body wave(압축(P) 및 전단(S) 파)의 이동 경로는 음파 Impedance(속도 및 밀도의 산물) 변화에 의해

정의된 표면의 재료 속도 및 계면의 형상에 의해 제어.

두 층 사이의 음향 Impedance 차이는 층을 분리하는 경계를 가로 지르는 Impedance 대비를 초래하고 경계의

반사율(반사 계수)을 결정하고; 예로, 반사되는 에너지와 전송되는 에너지의 양(식 3). 정상적인 입사 시




Snell의 법칙(식 4)은 입사, 굴절 및 반사된 Seismic wave 사이 관계를 설명.

속도 및 밀도의 곱(음향 Impedance)의 변화로 표시되는 각 경계에서, 입사 Seismic wave는 반사된 P, 반사된

S, 투과된 P 및 투과된 S 파를 생성.

이 과정은 Zoeppritz 식(예: Telford et al(4))으로 설명.

FIG. 1: Schematic of Equipment and Deployment of Equipment for a Seismic reflection Survey

5.1.3.2 다른 Seismic sensor에서의 Seismic 에너지 도달 Pattern 분석 및 인식을 통해 반사 계수(반사기)에

대한 깊이와 반사 계수와 지표면 사이의 평균 속도를 추정.

각 Seismic sensor에 의해 기록된 Seismic wave의 Analog 표시는 Seismogram(위 그림 2)에서 Wiggle Trace

형식이며 Seismic sensor(Geophone 또는 가속도계) 그리고 Source 의 방향 및 유형과 일치하는 입자운동(속도

또는 가속도)을 표시.

5.1.4 다 채널 Seismograph는 시간의 함수로서 다수의 Seismic sensor에서 파장을 동시에 기록(그림 2).

멀티 채널 Seismic data는 지구에서 전파되는 Source 유발 입자운동의 시간 및 Source- Seismic sensor 거리로

표시. 탄성 파장으로도 알려진 이 입자운동은 복잡하며, Seismic 신호 기록에 사용되는 Seismic sensor 및

기기에 의해 예측 가능한 방식으로 수정.

웨이브 Field는 Wiggle Trace 형식으로 표시되며, 디스플레이의 수직(시간) 축은 Seismic 에너지가 방출된

순간(t0)을 참조하고 수평 축은 선형 Source-Seismic-Sensor 거리(그림 2).

각각의 Seismic sensor에서의 파장의 도달은 선택된 그림 2에 기초하여 시간적으로 동기화.

48 Channel Seismograph 기록 Seismograph의 가장 가까운 Seismic sensor Digital Sampling 속도에서 7.5m

떨어진 Seismic Source를 획득. wave field의 각 Seismic 사건은 Seismic source에서 바깥으로 퍼지는 에너지의

다른 이동 경로, 입자운동 및 속도를 표시.

그림 2는 Seismic sensor line의 중앙에서 촬영된 Data를 표시.

5.2 측정 인자 및 표시 값- 표 1과 2는 Seismic reflection 법과 관련된 일반화된 재료 특성을 제공.

5.2.1 Seismic reflection 법 이미지는 Subsurface의 재료 특성의 변화를 나타내는 음향(진동) Impedance 변화를

표시. Seismic reflection 기술은 0이 아닌 반사 계수의 존재에 의존하지만, 지역 조건 및 기타 Data에 대한

지식에 기초하여 Seismic reflection data를 해석하고 지질학적으로 실현 가능한 해결책은 평가인이 제시.

반사된 파형의 변화는 Lithology (암석 또는 토양 유형), Rock consistency (즉, 파괴, 풍화, 유능한), Saturation




(유체 또는 기체 함량), 다공질, 지질 구조(기하학적 왜곡), 또는 밀도(압축)와 같은 지하 표면의 변화를 표시.

5.2.2 반사 계수 또는 반사율- 반사율은 서로 다른 음향 Impedance 값을 가진 재료 사이의 경계(계면)에서

반사될 것으로 예상되는 에너지를 측정한 것이다. 더 작은 음향 Impedance를 갖는 물질 위에 더 큰 음향

Impedance를 갖는 물질은 음의 반사율 및 반사된 Wavelet의 관련된 위상 반전을 초래.

직관적으로, Wavelet 극성은 더 빠르거나 밀도가 높은 층이 느리거나 덜 조밀한 층(예로, 마른 모래 위의 점토)

위에 있을 때 음의 반사 계수를 따르고 느리거나 덜 조밀한 층이 더 빠르거나 조밀한 층(예: 석회암 위의

자갈)에 양의 반사 계수를 따른다.

반사율 1은 모든 에너지가 계면에 반사됨을 의미.

NOTE 1—Shows the entire wave field NOTE 2—Acquired with vertical geophones

FIG. 2: 48-Channel Seismograph Record Acquired with a Seismic Source 7.5 m Away from the Nearest Seismic sensors

TABLE 1 Approximate Material Properties

A

Velocities are mean for a range appropriate for the material (5). B Acoustic impedance is velocity multiplied by density, specifically for compressional waves; the equivalent for

shear waves is referred to as seismic impedance (units of kg/s·m2).

C Subsonic velocities have been reported by researchers studying the ultra-shallow near surface.




TABLE 2 Approximate Reflectivity of Interfaces Between Common Materials

ALayer 1 on Fig. 1

BLayer 2 on Fig. 1

C R in Eq 3, Absolute value R = 1 total reflectance.

5.3 장비 표면 Seismic 측정에 사용되는 지구 물리학 장비는 Source, Seismic sensor 및 Seismograph의

세 가지 일반 범주로 분류. Source는 지면을 통해 Impulsive 또는 Coded wave train으로 전파되는 Seismic

wave를 생성. Seismic sensor는 가속도, 속도, 변위 또는 압력 변화를 측정.

Seismograph는 Analog 신호를 조정한 다음 Analog 신호를 Digital 형식(A/D)으로 변환하여 Seismic sensor의

전기 신호를 측정, 변환 및 저장. 이들 Digital data는 표준화된 형식으로 저장.

다양한 Seismic 측량 장비를 사용하며, Seismic reflection 측량을 위한 장비를 선택하여 측량 목표를 충족.

5.3.1 Source- Seismic Source는 Impulse 및 coded의 두 가지 기본 유형으로 제공.

Impulsive 원천은 모든 에너지(잠재적, 동 역학적, 화학적, 또는 일부 조합)를 순간적으로(즉, 보통 몇 밀리 초

이내에) 지구로 전달. Impulsive Source 유형에는 폭발물, Weight drops 및 Projectiles 포함.

Coded source는 주어진 시간 간격 동안 미리 결정된 방식(시간의 함수로 변조된 Impulse 또는 Impulse)으로

에너지를 전달. Source 에너지 특성은 표면 근처 조건과 Source 유형(6-9)에 의존.

Seismic reflection 측량에서는 일관되고 넓은 대역폭 Source 에너지 성능이 중요.

Source 효과의 1차 측정은 기록된 신호에서 추정된 Signal-to-noise ratio 및 Resolution 전위의 측정.

5.3.1.1 Seismic source의 선정은 측정 목표, 부지 표면 및 지질조건 및 한계, 측량 경제성, 반복성, 이전 성능,

측량 부지에서 가능한 총 에너지 및 대역폭(이전 연구 또는 현장 별 실험) 및 안전성을 고려.

5.3.1.2 코드화된 Seismic source는 주어진 총량의 Seismic 에너지에 대한 Impulsive 원천만큼 환경을 방해하지

않는다. 가변 진폭 배경 잡음(예: 자동차, 비행기, Walkaway자 통행 등)은 Impulse Source보다 낮은 코드

Source로 수집된 Data의 품질에 영향. Coding된 Source는 Time-variable signal wave train을 보다 쉽게 이해할

수 있는 Pulse 등가로 압축하기 위해 추가 처리 단계가 필요.

이는 상관 관계 또는 시프트 및 Stack 기술을 사용하여 수행.

5.3.1.3 소량의 폭발물 충전은 표면 Source에 비하여 높은 주파수와 넓은 대역폭 Data를 발생.

폭발 Source는 다른 Source보다 사용 제한, 규정 및 더 많은 안전 고려 사항이 필수.

폭발 및 발사 Source는 침투특성을 갖도록 설계되었으며, 무게 감소 및 대부분의 코드화된 Source는 지면과

직접 접촉하므로 비 침투.

5.3.1.4 주 입자운동이 지표면에 수평으로 지면을 흔들거나, 충격, 구동하는 Source는 Shear wave Source.

주 입자운동이 지표면에 수직으로 지면을 흔들거나, 충격, 구동하는 Source는 압축 Source.

Shear wave와 압축 Wave 에너지를 생성하는데 많은 Source를 사용.

5.3.2 Seismic sensor- 기계적 입자운동을 전기 신호로 변환.

Seismic sensor는 가속도계, Geophone (Seismograph), Hydrophone의 세 가지 유형을 사용.

5.3.2.1 가속도계는 입자 가속도를 측정하는 장치.

가속도계는 Seismograph로 전송 전 신호를 조절하기 위해 Pre Amp 필요. 가속도계는 Geophone이나

Hydrophone보다 넓은 대역폭의 감도와 높은 G- force에 대한 내성. 가속도계는 선호되는 감도 방향을 보유.

5.3.2.2 Geophone은 스프링에 부착되고 자석에 대해 자유롭게 움직일 수 있는 와이어 코일로 둘러싸인 고정식

원통형 자석으로 구성. Geophone은 입자 속도를 측정하므로 가속도계로 측정한 가속도의 유도 신호를 생성.

Geophone은 견고하고 내구성이 있으며 고유 주파수 및 코일 Impedance에 비례하여 고유한 응답 특성.




고유 주파수는 스프링 상수와 관련이 있으며 코일 Impedance는 코일의 와이어 권선 수의 함수.

5.3.2.3 수중 청음기는 액체에서 전파되는 Seismic 신호 측정 시 사용.

Shear wave는 물을 통해 전달되지 않기 때문에 수중 청음기는 압축 Wave에만 반응.

Shear wave는 물/지구 계면에서 Compressional wave로 변환될 수 있으며 Shear wave의 간접 측정이 가능.

Hydrophone은 압력에 의해 왜곡되는 하나 이상의 Piezoelectric 요소로 구성되는 압력 감지 장치.

5.3.2.4 Geophone 및 가속도계는 육상에서의 압축 또는 Shear wave 측량에 사용.

Seismic sensor의 방향에 따라 Seismic sensor 반응과 다양한 입자 움직임에 대한 감도가 결정.

일부 Seismic sensor는 전 방향성이며 Sensor 방향에 관계없이 Sensor 모션 축에 평행한 입자 모션에 예민.

다른 Seismic sensor는 한 방향 또는 다른 방향(P 또는 S)으로 사용하도록 설계.

Shear wave seismic sensor는 전파 방향(Source와 Seismic sensor 사이의 선)에 수직인 입자운동에 민감하고

수직(SV) 또는 수평(SH) Transverse wave 운동에 예민.

Compressional wave seismic sensor는 전파 방향(Source와 Seismic sensor 사이의 선)에 평행한 입자운동에

민감하므로 Seismic sensor 운동 축은 수직 위치에 필요.

5.3.3 Seismograph- 시간의 함수로서 Seismic sensor에 의해 생성된 전압을 측정하고 Seismic source와 동기화.

Seismograph는 채널 수가 다르고 전자 사양 범위가 상이.

적절한 Seismograph 선택은 목표를 기반으로 결정. 최신 멀티 채널 Seismograph는 컴퓨터 기반이며 현장

특성 차이나 변화에 맞게 조정하기 위해 최소한의 미세 조정이 필요.

Data의 정확도 또는 품질에 영향을 미치는 조정 가능한 Seismograph 획득 설정은 Sampling 속도, 기록 길이,

Analog Filter 설정, Pre Amp Gain 및 기록 채널 수로 제한.

선택 가능한 Analog Filter에 대한 필요는 제한적이며 넓은 Dynamic range(> 16 비트) Seismograph로 Gain 조정.

Seismograph는 저장 매체 유형과 시스템 기본 설계 응용 프로그램에 따라 달라지는 표준 형식(예: SEGY,

SEGD, SEG2)으로 Digital data를 저장.

Seismograph는 단일 단위(중앙 집중)일 수 있으며 모든 기록 채널(특히 Analog 회로 및 A/D Transducer)이

단일 위치에 있거나 여러 자율 Seismograph가 측정 영역 주위에 분산.

분산 Seismograph는 긴 케이블 Seismic sensor의 신호 손실을 줄이기 위해 Geophone 근처에 위치한 몇 개의

작은 분산 Digitizing Module(각각 1 ~ 24 개 채널)이 특징.

각 분산 Module의 Digital data는 여러 분산 장치의 Data를 수집, 정리 및 저장되는 중앙 시스템으로 전송.

5.3.4 Source 및 Seismic sensor Coupling- Seismic sensor 및 Source는 지면에 연결. 지상 조건과 Source 및

Seismic sensor 구성에 따라 이 Coupling은 단순히 지상 표면에 놓는 것(예: Land streamers, Weight drop,

Vibrator)에서 침투식인 지면 관통 또는 매장(예: Spike, Buried explosives, Projectile delivery at bottom of a

hole)에 이르기까지 다양. 수중 청음기는 호수, 하천, Borehole, 도랑 등의 물에 잠겨 지면에 연결.

5.3.5 지원 구성 요소- 추가 장비에는 Roll-along 스위치, 케이블, 타임- 브레이크 시스템(Seismograph와

Source 간 무선 또는 하드 와이어 원격 측정), 품질관리(QC) 및 문제 해결 장비(Seismic sensor 연속성, 누전,

케이블 누출, Seismograph 왜곡 및 Noise 임계 값, 케이블 및 Seismic sensor 단락 플러그) 및 토지측량 장비.

5.4 제한 및 간섭

5.4.1 지구 물리학 방법에 내재된 한계

5.4.1.1 모든 지구 물리학 방법의 근본적인 한계는 주어진 Data 세트가 지하 표면 조건을 고유하게 나타내지

않는다는 것이다. 지구 물리학 측정만으로 모든 모호성을 해결할 수 없으며 Borehole 측정과 같은 일부 추가

정보가 필요.

지구 물리학 방법의 이러한 한계로 인해, Seismic reflection 조사는 지하 지질 조건을 완전히 나타내지 못한다.

다른 지질 정보와 통합된 Seismic reflection 측량은 지하 정보를 얻는 효과적이고 정확하며 비용 효율적 방법.

모든 지구 물리학 측량은 지구의 물리적 특성(예: 속도, 전도도, 밀도, 감수성)을 측정하지만 현장의 지질학 및

수문학과 상관관계가 필요.

반사 측량은 암석의 속도와 밀도를 제외한 재료의 특성(예: 색상, 질감 및 입자 크기) 또는 암석구조(예:

Limestone, Shale, Sandstone, Basalt, Schist)을 직접 측정하지 않는다.

5.4.1.2 모든 지표 지구 물리학 방법은 신호 감쇠와 깊이에 따른 Resolution 감소에 의해 제한.

5.4.2 Seismic reflection 법의 한계

5.4.2.1 Seismic reflection 방법의 이론적 한계는 0이 아닌 반사 계수, Seismic 에너지 특성, Seismic 특성(속도

및 감쇠) 및 기록 형상에 대한 Layer 형상 존재와 관련.

균일한 지구에서는 반사가 발생하지 않으므로 기록 불가. 지구 표면에서 반사 측정을 수행할 때 반사 계수가

0이 아닌 Layer가 지구 내에 존재하는 경우에만 지구 내에서 반사. 예로, 속도 또는 밀도의 측정 가능한 변화

없이 Lithology 변화에 의해 정의된 층들은 Seismic reflection 법으로 이미지화 불가. Seismic data 세트의 상

또는 물체 해석 능력에 대한 이론적 한계는 반사 에너지의 주파수 함량과 관련(8.4 참조)

5.4.2.2 45도 이상으로 침지된 지질 층의 Imaging을 위해서는 비 표준 Source 및 Seismic sensor가 필요.




5.4.2.3 Resolution(8.4에서 논의)과 신호 대 잡음 비는 Seismic reflection 법의 실제 한계 결정에 중요 요소.

Source 구성, Source 및 Seismic sensor Coupling, 표면 근처 재료, 기록 시스템 사양, Seismic Event의 상대

진폭 및 Coherent Source 생성 Seismic Noise의 도착 형상은 Seismic reflection 방법의 제한을 정의하는 요인.

(1) 마른 모래 및 자갈과 같이 지표면의 높은 감쇄물질은 Seismic 에너지 깊이에 따른 Resolution 및 신호

강도에 악영향(10). 감쇠는 Seismic 에너지가 지구 물질을 통해 전파될 때 발생하는 Seismic 에너지의 빠른

감소로 감쇠 물질은 조사 목표에 악 영향.

(2) Raw Field Data에서 보이지 않는 신호를 향상이 가능하지만, Raw Field Data에서 모든 처리 단계를 거쳐

CMP Stack까지 처리된 Seismic reflection 영역의 모든 Coherent Event를 추적하는 것이 가장 안전.

CMP Stack 영역에서 Coherent로 Noise를 처리.

(3) Seismic reflection 법(11)으로 측정되는 속도와 밀도에 수질 차이는 영향이 없다.

5.4.3 자연 및 인위 조건으로 인한 간섭

5.4.3.1 Seismic reflection 방법은 다양한 Source의 기계적 및 전기적 Noise에 예민.

생물학적, 지질, 대기 및 인위적 요인으로 인해 소음 발생.

(1) 생물학적 원인- 생물학적 소음 원은 지표면과 지하 동물 굴에서 나무의 진동, 나무, 잡초 및 바람에

흔들리는 잔디를 포함. 소음을 유발할 수 있는 동물의 예로는 마우스, 도마뱀, 소, 말, 개 및 새 등.

가축은 고해상도 Data에서 더 긴 Offset Trace에서 Seismic 신호보다 수십 배 큰 Seismic 진동을 유발.

(2) 지질학적 근원- 지질학적 소음 원에는 돌풍, Seismic, 파손, 결함 또는 기타 불 연속으로 인한 흩어진

에너지 및 이동하는 물(예: 물 낙하, 강 급류, 우물에서의 계단식 물)이 포함.

(3) 대기 오염원-대기 소음 원은 바람 흔들림 Seismic sensor 또는 케이블, 번개, Seismic sensor에 떨어지는 비,

나무와 지붕에서 녹아 내리는 눈 축적 및 바람 흔들리는 표면 구조(예: 건물, 기둥, 표지판 포함)

(4) 인위적 Source- 인위적 Noise Source에는 전력선, 차량, 에어컨, 소형 엔진 구동 공구, 건설 장비 및

사람들- Seismic 선에 근접한 승무원과 Walkaway. 레이더 설비, 무선 송신기 또는 Beacons에서 전송된 무선

주파수(RF) 및 기타 전자기(EM) 신호는 Source 생성 Seismic 신호보다 몇 배 큰 진폭으로 Seismic data에

나타날 수 있다.

5.4.3.2 Seismic reflection 측량의 설계 및 운영 중에 생물학적, 지질, 대기 및 인위적 소음 원과 조사 지역과의

근접성, 특히 소음에 영향을 받는 지역의 소음 및 크기의 특성을 고려.

Ground 결합 및 에너지 감쇠와 관련된 미지로 인해 각 간섭을 항상 예측은 불가.

5.4.4 Source 생성 Noise로 인한 간섭

5.4.4.1 Seismic Source는 신호와 Noise를 모두 생성. 신호는 지표면 조건 해석에 사용되는 모든 에너지.

잡음은 지하 조건을 해석하는데 사용되지 않거나 신호의 해석을 감소시키는 기록된 에너지.

Ground Roll(Surface wave), Direct wave, 굴절, 회절, 공기 결합 파 및 반사 배수는 모두 Seismic reflection

Profiling 동안 기록된 Seismograph에서 관찰되는 유형의 Source 생성 Noise(그림 3)

(1) Ground Roll - 반사 Seismograph에 나타나는 일종의 Surface wave(그림 2 및 3 참조).

Ground Roll은 Source에 의해 생성되며 더 낮은 속도, 더 높은 진폭, 분산 파로서 지면을 따라 전파.

Ground Roll은 Seismic sensor Offset 근처에서 주 이므로 가까운 Offset에서 반사를 분리하기가 어렵다.

잘못된 Offset 또는 Geophone 간격을 사용하는 경우 Ground Roll이 반사 도착으로 잘못 해석.

(2) Direct wave- Source에 가장 가까운 Sensor에 처음 도착한 Seismic 에너지.

Direct wave는 Source Seismic sensor에서 지구의 최상층을 통해 직접 이동하는 Body wave.

(3) 굴절- 굴절된 Seismic 에너지는 contrast 위와 아래의 속도와 관련된 각도로 그리고 재료의 Seismic 속도와

동일 선형 위상 속도로 표면으로 돌아 오는 속도 대비(두 개의 서로 다른 재료를 분리하는 접촉)를 따라 이동.

굴절은 Sensor에 도달하는 최초의(일시적인) Coherent Seismic 에너지이며, Direct wave 에너지가 먼저 도달하는

것 이상의 Source-Sensor Offset을 시작.

굴절 및 지구 물리 Imaging 도구로의 사용에 대한 자세한 내용은 D5777을 참조

(4) 회절- 회절은 불연속 하부 표면 층(결함, 파괴) 또는 서브 표면 층 또는 물체가 끝나는 지점(렌즈, 채널,

boulder)에서 산란된 에너지. 회절은 반사 측량을 수행할 때 Seismic 소음으로 간주.

(5) Air-coupled Waves -공기 결합 파는 공기를 통과하는 음파로, Seismic sensor 근처의 지면을 여기시킨 후

Seismic sensor에 의해 기록. Source에서 생성된 공기 파는 ~ 330m/s(공기 중 소리의 속도)의 선형

속도(Source에서 도착 시간까지의 거리)로 Seismograph에 도달.

항공기에서 발생하는 인공 소음은 공기 결합 파의 한 형태. 공기 결합 파는 표면 물체에서 반사될 수 있으며

경우에 따라 Seismograph에서 지구 내 층의 반사와 매우 유사.

공기 결합 파동은 Alias 추적을 위해 잘못된 Trace 간 Coherency을 생성하고 반사로 잘못 해석.

(6) Reflection Multiples - Sub surface의 여러 Layer 사이에서 잔향하는 반사. 층 간의 다중 반사 또는 잔향은

반사이므로 반사의 모든 특성을 가진 Seismograph에 나타난다.

배수는 Seismogram의 도착 Pattern과 주기적 특성 및 예상되는 일반 이동 속도보다 낮은 것으로 구분.




5.5 Alternative Methods - 위에서 논의된 제한들은 Seismic reflection 방법의 사용을 방해. 신호 대 잡음 비가

너무 낮거나 조사 목표에 대한 Resolution 잠재력이 충분하지 않은 경우 지표면 조건을 조사하려면 다른 지구

물리학(D6429 참조) 또는 비 지구 물리학 방법이 필요.

NOTE 1-The reflection arrivals are shown on both records. FIG. 3 Gained Field Records from Two Different Positions on One Seismic Line

6. 절차

6.1이 영역은 인원 자격, Seismic reflection 조사 계획 및 구현, Seismic reflection Data 처리 및 Seismic

reflection Data의 해석에 대해 설명.

6.1.1 인적 자격- 대부분의 지구 물리학 기법과 마찬가지로 Seismic reflection 조사 성공은 많은 요인에 따른다.

가장 중요한 요소 중 하나는 계획, 조사 수행, Data 처리 및 Data 해석을 담당하는 사람의 역량과 경험.

Seismic reflection 조사 완료를 위해서는 이론, 현장 절차, Data 처리 단계 및 Parameter, Seismic reflection

Data의 해석, 잠재적 인공물 및 Seismic Data 처리 및 해석의 함정에 대한 이해가 필요.

전문 교육과 경험이 없는 직원은 이 기술을 사용에 주의를 기울이고 자격을 갖춘 전문가의 도움을 요청.

NOTE 1- 이 표준에 의해 생성된 결과의 품질은 수행원의 능력과 사용된 장비 및 시설의 적합성에 달려있다.

D3740의 기준을 충족하는 기관은 유능하고 객관적인 시험/Sampling/검사 등이 가능한 것으로 간주.

이 표준을 사용하는 사용자는 D3740을 준수한다고 해서 신뢰할 수 있는 결과를 보장할 수는 없다.

신뢰할 수 있는 결과는 여러 요인에 따라 상이.

D3740은 이러한 요소 중 일부를 평가하는 방법을 제공.

6.2 조사 계획 표면 Seismic reflection 법의 성공적인 사용은 지질, 프로그램 목표 및 한계(경제 및 방법론)를

고려한 신중하고 상세한 계획에 크게 좌우.

설문 조사는 목표를 달성할 수 없는 경우 설문 조사를 중단할 수 있도록 고유한 단계로 분리.

6.2.1 Seismic reflection 측량 목표

6.2.1.1 Seismic reflection 측량의 계획 및 설계는 측량 목표, 기술의 실제 제한, 비용 제한 및 현장 특성을 고려.

이러한 요소는 설문 조사 설계, 사용된 장비, 필요한 전문 지식, 합리적인 수준의 노력, Data 처리 요구, 해석

방식 및 원하는 결과 달성에 필요한 예산을 결정.

중요한 고려 사항에는 현장 지질학, 현장 조건, 주변 소음, 조사 범위, 해상도 요구사항(수직 및 수평), 지형 및

현장 접근이 포함. 현장에 대해 많은 관련 정보(예: 현장 또는 현장 근처의 이전 작업의 지구 물리학 Data,

연구 지역의 지질 및 지구 물리학 기록, 지형도, 항공 사진)를 얻는 것을 권장.

6.2.1.2 시험장에서 이용할 수 있는 모든 정보 및 기타 지구 물리 및 지리 Data와 인접 지역에 대한 추가

정보를 사용하여 설계 단계 초기에 지반/지표면 조건의 지질/인위적 모델을 개발. 이 모델은 토양 표면의

두께와 유형, 암석의 깊이와 유형, 수심과 수심 테이블, 목표 층의 연속성, 목표 층 간의 대비 및 목표

지점에서 모든 잠재적 지평이 있는 층계 영역 및 Seismic reflection 법으로 이미지화될 수 있는 깊이 및

잠재적인 주변(위 및 아래) 반사기를 포함하고 통합.

6.2.1.3 Geologic/Hydrologic 모델과 측량 설계 변수를 사용한 Seismic 응답의 컴퓨터 모델은 Coherent




소음으로부터 표적 반사를 식별할 수 있는 가능성에 대한 유용한 규격을 제공하므로 측량 목표를 업그레이드

또는 수정하기 위한 옵션을 제공(12).

각 Shot Station에 대해 기록된 Seismic sensor Spread 내에서 모델 반사의 대략적 및 상대적 위치와 겉보기

곡률을 연구하면 측량 설계에 대한 예비 피드백과 측량 목표를 달성할 때의 잠재적 효과를 제공.

6.2.1.4 설문의 목표, 관심 범위 및 해상도 요구사항을 충족시키는 것은 선택된 기록계, Source 및 Seismic

sensor, 상대 기록 기하 구조(확산) 및 상대 위치, 측량 Line과 Data의 해상도 특성에 영향(표적, 표면 또는

표면 근처의 특징에 관한)

측량 목표를 달성하기 위해서는, Data의 신호 대 잡음 비 최대화에 필요한 최적의 기록 창 내에서 최적의 기록

창 길이 및 Seismic sensor의 수를 고려.

최적의 기록 창은 주어진 반사에 대한 신호 대 잡음 비가 가장 큰 Offset 및 기록 시간 범위(그림 3).

얕은 층이 Seismic reflection 측량의 대상인 경우, Seismic sensor 및 Shot 간격이 짧고 Line 간격이 짧아야

하며, Source는 에너지가 낮아야 하고 사용 가능한 Seismic 주파수가 높은 Source Wavelet을 생성(13).

깊은 층을 대상으로 하는 반사 측량은 더 넓은 Shot 및 Seismic sensor Station 간격과 거리를 더 먼 거리로

분리하여 수평 해상도를 낮추지만 측량의 목표를 충족시키는데 적합(14).

심층 조사에 사용되는 Source는 에너지가 높으며 사용 가능한 Seismic Source 주파수가 낮다.

단일 Seismic 측량 구성을 사용하여 깊고 얕은 반사기를 모두 Imaging하는 것은 어렵다.

설문 조사의 Imaging 요구사항은 비용, 장비 제한 및 Ground 특성과 균형을 이루어야 한다.

6.2.2 이미지 대상에 대한 Seismic reflection 법의 타당성 평가

6.2.2.1 Seismic reflection 측량의 적용 가능성과 성공 가능성을 평가하려면 먼저 대상이 충분히 큰지 여부와

해당 기술이 측량 목표를 달성하기에 충분한 반사 계수가 있는지 여부를 결정.

반사 계수, 해상도 요구사항, 비용 및 현장 특성과 같은 몇 가지 특성을 고려.

6.2.2.2 프로그램 목표가 달성될 수 있는 가능성에 대한 통찰력 및 해당 목표를 달성하기 위한 자원 수준이

해당 지역의 이전 Seismic reflection 및 굴절 조사에서 얻은 Data를 연구하여 지질을 이해함으로써 확인.

가까운 표면, 유사한 지리적 설정에서 유사한 대상을 이미지화한 이전 설문 조사의 결과 및 설명이 포함된

게시된 사례 기록을 검토.

6.2.2.3 알려진 Seismic 특성과 층/목표 형상을 사용한 순방향 컴퓨터 모델링은 적절한 목표 정의에 도움이 될

수 있으며, 시험의 시험 및 생산 부분을 설계하는 동안 도움. 가능한 경우, 근접한 Seismic sensor 간격과

광범위한 Source to-Seismic sensor Offset을 갖춘 이동 경로라고 하는 짧은 Seismic 프로파일은 현장의

Seismic 특성을 결정하고 Resolution 및 신호 대 신호의 초기 추정에 중요.

Seismic data의 소음 가능성. 이상적으로는 이러한 Walkaway 검사 중 일부는 조사 구역 주변에서 수행.

Down hole 속도 측정과 결합된 알려진 계층을 가진 Borehole은 순방향 모델링과 시험 Spread Data의 해석을

모두 제한하는 것을 권장.

6.2.3 접근법의 선택

6.2.3.1 Seismic reflection 조사 중에 선택된 다수의 획득, 처리 및 해석 Parameter, 특정 기술과 관련된 선택은

Data 특성, 신호의 확실한 식별 및 경험에 의해 안내.

6.2.4 Seismic reflection 법

6.2.4.1 Seismogram에 표시되는 반사는 고유한 Pattern(선형 Seismic sensor Spread의 Hyperbolic curvature)을

가지며, 그 모양은 지표면과 반사기 사이의 반사기 깊이와 평균 속도의 함수.

이 곡선 모양은 반사가 고유하게 식별되어 파장의 다른 Seismic 사건과 분리(그림 3).

쌍곡선의 정점은 Reflector에 Dip이 없을 때 Source 위치와 일치.

반사는 임의의 Offset 및 최초 도착 Wavelet이 완전히 소산된 후 언제든지 존재.

첫 도착은 Direct wave 또는 굴절 파.

Seismogram의 최적 Offset 및 시간 부분 내의 반사는 가장 높은 신호 대 잡음 비를 가지며 반사로 고유하게

식별(그림 3). Surface wave, 공기 결합 파, 굴절, Direct wave, 유도 파, 회절 및 반사(1 차 및 복수)의 식별은

Shot 수집 및 common mid-point (CMP) 수집에서 가능.

6.2.4.2 Spot 상관 또는 단일 지점 반사 판 깊이 및 형상은 여러 Source 위치(Sensor 위치의 한쪽 끝에 있는

Source 위치 포함) 및 적절한 여러 Seismic sensor 위치의 Line에서 생성된 Seismograph로부터 특정 지리적

위치에 대해 추정. 특정 대상에 대한 최적의 Offset 창 내에서 Coherent 반사를 기록.

평평한 하부 표면 반사기의 경우, 반사기 깊이에 대한 정보는 단일 Seismograph로부터 추정.

각 다중 Seismic sensor 확산에 대한 반사 판 깊이는 NMO(normal move-out) 속도 또는 Borehole 속도 측량 및

Seismograph에서 양방향 이동 시간을 사용하여 계산. 더 넓은 지역에 깊이 정보가 필요한 경우, 여러 개의

Spot 상관 조사를 수행. 특정 반사기의 깊이 추정치는 반사기 표면의 지형을 나타내기 위해 윤곽을 Plotting.

Spot 상관 방법을 성공적으로 사용하려면 우수한 Data 품질과 일관된 형상으로 높은 진폭 반사가 필요.

이 높은 진폭 반사는 한 Shot 위치에서 다음 Shot 위치로의 정적 및 기타 가까운 표면 차이 보정에 사용.




6.2.4.3 최적 Offset 또는 Common Offset- 동일하게 떨어진 각 Source 위치에서 고정된 분리를 가진 단일

Source-Sensor 쌍에서 얻은 단일 채널 Data는 표면 위치에 따라 수집되어 연속 수집으로 표시(15).

각 단일 지점 추적은 Source와 Seismic sensor 사이의 중간 지점의 위치에 따라 측량 선을 따라 다른 모든

추적과 함께 순차적으로 표시.

이러한 Common Offset 영역 또는 Common Offset 수집은 양방향 이동 시간으로 표시되는 균일한 공간 분리

및 깊이를 가진 Trace로 구성된 2 차원 시간 단면을 형성.

Trace는 단일 Fold이며 2 차원 지질학적 단면과 유사한 것으로 간주.

목표 간격 또는 반사기 및 관련된 속도 측정을 위한 최적의 Offset(1 차 관심의 반사를 기록하기 위해

Source와 Seismic sensor 사이의 이상적인 단일 Offset) 결정은 관련된 Offset 범위를 모두 포함하는 다중

Seismic sensor Seismogram을 획득. 생산 Data 기록에 사용되는 계산된 단일 최적 Offset보다 짧고 길다.

반사되지 않은 Seismic 에너지는 반사된 Event처럼 보이는 Seismogram에서 Pattern을 생성할 수 있기 때문에

단일 Fold common Offset 영역의 모든 Coherent Pattern을 식별, 해석 및 지면 진실 검증(바람직하게 Borehole

Data와 관련). 속도의 결정 및 이후의 깊이의 추정은 Common Offset Data와 독립적으로 수행.

reflectors와 반사를 가장 잘 연관시키기 위해 표면에 가까운 정적 불규칙성, 수직이 아닌 발생률, 심도 시간 및

Source 제로 시간 변화에 대한 수정을 권장.

최적의 Offset 방법은 신호 대 잡음 비가 높을 때 유효한 접근 방법이지만, 장비 및 계산 성능의 발전으로

Midpoint 기술이 보다 널리 사용되는 방법은 반사 Profiling 방법(6.2.4.4 참조).

6.2.4.4 CMP(Common Mid-Point) 또는 CDP(Common Depth Point) - CMP는 서로 다른 Shot 및 Seismic sensor

위치를 가진 Trace를 쌓지만 표면 아래의 Common 반사 점을 포함하는 신호 향상 기술(그림 4). 멀티 채널

또는 멀티 Trace Shot 수집(표면에 가까운 경우 > 12, 24 ~ 96)은 Source-to Seismic sensor Offset 거리 범위에

걸쳐 서로 다른 간격으로 개별적으로 기록. 이 Source 대 Seismic sensor Offset 범위 내에서의 Seismic 간격은

Data의 목표 특성 및 Resolution 잠재력에 적합. 이 멀티 채널 Shot 수집은 Shot 수집의 각 Trace에서 고유한

시간에 도달하는 Coherent 신호 및 Noise로 전체 웨이브 Field를 Sampling.

이러한 다중 Trace 수집을 처리하는 목적은 신호 대 잡음 비를 높이고 Data의 Event 해상도 개선 이유.

FIG. 4 (a) Common Midpoint Imaging with Rays Reflecting from Several Layers and Same Midpoint between Source and Receivers; (b) Common Midpoint Imaging with Two Source and Receivers with a Single Reflecting Point

일상적인 CMP Seismic data 처리는 다음을 포함

(1) Source와 지진 센서 사이의 비 수직 입사 광선 경로에 대한 각 Trace를 조정하기 위한 NMO 수정

(2) Source와 Seismic sensor 사이의 일관된 중간 지점에 따라 각 Trace을 수집

(3) Muting을 통한 Noise 제거

(4) Filtering(주파수 및 기울기/속도)을 통한 잡음 억제

(5) 재료 속도 또는 층 Topography(정적)에서 Trace 대 Trace 측면, 표면 근처의 요철에 대한 보정

(6) 수직이 아닌 입사와 Noise의 감소/억제를 보정한 후 Source와 Seismic sensor 사이의 Common

Midpoint으로 모든 Trace를 쌓거나 합산

(7) 표면 높이의 변화에 대한 보정.

Common Midpoint을 가진 모든 Trace가 수집되고 여러 번 접히면(Fold는 CMP 당 합산된 Trace 수)

Reflection 영역에 따라 Trace마다 추적되는 Event는 Shot 수집에서 해석된 Reflection과 상관.

측정 또는 추정속도를 사용하여 시간에서 수심으로 변환하면 2D 지질 단면과 유사한 단면이 생성.




6.2.5 측량 설계

6.2.5.1 측량선의 위치- 측량선의 예비 위치는 측량 목표, 부지의 지질학적 및 수질학적 특성, 지형 및 표면

근처 조건, 소음 원, 인위적 특징, 전체 측량 목표, 해상도 및 지하 표면 Sampling 요구사항을 고려.

측량선의 위치는 지형도, 항공 사진, 이전 Seismic data 및 가능한 경우 현장 방문을 통해 진행.

주어진 위치에서 Data의 필요성을 고려. 해당 지역의 접근성, 제어 Data를 위한 우물 또는 시험 구멍의 근접성,

표면 장해의 범위와 위치(현장 운영 및 전파 파 Eco 문제), 매립된 구조물 및 유틸리티, 유용한 측정의 획득을

방해하거나 Data에 Noise를 도입하는 인위적 Noise Source(5.4.3 참조), 목표 영역을 완전히 가로 지르는

일관되고 최적의 Source-Seismic sensor Offset 세트가 획득될 수 있는 적절한 공간을 고려.

6.2.5.2 Source 및 Seismic sensor Station 형상- Seismic Source 및 Sensor 간격은 다음 사항을 기반으로 결정.

Stacking Fold 또는 중복, Resolution, Trace 간 Coherency, 최적의 반사 Offset 내에 필요한 Trace 수, 양방향

반사 시간 범위, Coherent Seismic 에너지 도착 Pattern, 경제성, 가용한 Seismograph 기록 채널 수, 지하

암석층의 형상 및 가변성, Coherent Noise의 Aliasing 및 반사 광선 경로 등. Seismic sensor 간격은 목표 반사

Wavelet을 완전하고 일관되게 Sampling하는 최적의 창 내에서 여러 개의(> 4)인접 Seismic Trace을 기록.

가능한 신호 대 잡음 비 범위에서 Source 및 Seismic sensor 간격은 지질 설정 및 관련 Seismic 특성 세트에

따라 2배 이상 변동. 대부분의 경우 신호 대 잡음은 미리 결정하기가 어려우므로 Source 및 Seismic sensor

Station의 간격은 초기 현장 시험 후 및 이를 기초로 조정이 필요.

(1) Source 및 Seismic sensor 방향은 압축 및 Shear wave 반사 Profiling에 중요.

Seismic 에너지는 지배적인 입자운동 방향을 가지므로 분극화.

Source와 Seismic sensor는 측량 설계에 명시된 입자운동의 지배적인 방향에 예민.

Geophone 또는 가속도계를 사용한 압축 Wave Profiling은 자석/코일 축이 거의 수직(수직에서 <10 °).

압축 Wave 측량에 사용되는 폭발 원은 정렬이 불 필요. 그러나 방향성 에너지를 생성하는 압축 Wave

Source(단 하나의 벡터로 힘을 설명할 수 있음)는 지배적인 수직 힘 벡터를 가져야 한다.

Shear wave Seismic sensor는 측량 Line에 대해 수직(SH) 또는 평행(SV) 방향이지만 두 경우 모두 코일/자석

Sensor의 축은 지면과 평행.

Shear wave Seismic sensor는 Seismic sensor 자석의 한 극에 대해 일관된 배치가 필요한 첫 번째 모션 감도를

갖는다. Shear wave Geophone에는 Leveling이 필요. Shear wave Source는 방향성(편광)이며 첫 번째 모션과

관련하여 Source와 Seismic sensor간 일관된 정렬이 필요.

전단 Source는 측정 2-D 프로파일에 대해 입자운동 수직(SH) 또는 평행(SV)을 생성하도록 정렬.

측량 Line에 대한 제 1 모션은 왼쪽에서 오른쪽으로 또는 오른쪽에서 왼쪽으로(SH) 또는 또는 앞뒤로(SV)

그러나 첫 번째 모션 방향은 일관되고 규격화.

(2) 기록된 반사를 최적화는 지질 구조에 대한 Source 방향이 중요. 가능하다면, Seismic sensor 확산으로부터

Source Down Dip(지면에 대한 반사 수평선의 Dip)을 배향시키는 것이 중요.

측정 목표 달성은 Source 및 Seismic sensor 형상과 관련된 반사기 형상에 대한 지식과 고려가 필요.

다중 채널 획득의 경우, Split Spread 형상은 침지 Reflector 환경에 도움이 되는 반면, 주어진 수의 기록 채널에

대해 Seismic sensor 방향(특히 프로파일 Line을 따라 Dip 변경이 발생하는 경우)에 대한 End on Source는

최고의 속도를 제공하므로 비교적 평평한 Reflector에 대한 깊이 제어.

6.2.5.3 확산 형상-반사 Profiling에서 Source-Seismic sensor Offset은 가장 중요한 Field Parameter 중 하나.

Common Offset 촬영의 경우 하나의 Offset 거리만 기록. 따라서 오차 여지가 없으며 모든 해석된 Event는

Event 식별 및 확인을 위해 다중 채널 Seismograph와 상관. CMP 또는 Spot 상관 스타일 기록의 경우 Seismic

sensor 확산 형상은 관심 대상에 이상적인 Offset 범위를 포함. 최대 Offset은 최대 관심 깊이와 대략 같아야

하지만 가장 가까운 Offset은 CMP Stack에 광각 반사를 포함하여 위상 및 진폭 왜곡을 피하기 위해 최소 관심

깊이의 4 분의 1 미만. 가능한 거의 수직으로 발생하는 신호(동일한 위치의 Source 및 Seismic sensor)로

Trace를 기록함으로써 최적의 해상도(가장 높은 주파수)를 얻을 수 있으므로 비 수직 입사를 보정하는 동안

광각 왜곡 및 Wavelet 스트레치를 피한다.

지표면 효과와 Surface wave 및 공기 결합 파에 대한 간섭을 포함하여 Data 품질저하를 피하기 위해 주의.

6.2.5.4 선 간격 및 방향 및 표면적 적용- 2차원 Seismic reflection 법은 프로파일 선을 따라 기록된 모든 반사

에너지가 프로파일 선 바로 아래 조각에서 되돌아 오는 것으로 가정하여 사실적인 3- D 지하 면의 이미지에는

두 줄 이상이 필요. 측량 범위와 반사 프로파일의 방향은 측량 목표와 일치하도록 설계. 조사된 총 면적은

관심 분야보다 훨씬 커야 한다. 목표 영역과 관련하여 국부 "백그라운드" 조건을 이해하고 측량 목표와 잠재적

Edge 효과 사이에 약간의 분리를 제공하기 위해 1차 목표 영역 외부의 영역을 Sampling하는 것이 중요.

Migration(ray path 왜곡에 대한 보정)이 필요한 경우 Migration Sampling을 위해 완전히 Sampling된 지하 표면

크기는 대상 영역보다 커야 한다. 구체적으로, CMP Data의 경우, 이 확대된 지하 표면 Sampling 영역은 관심

영역이 목표 영역의 완전한 이동에 충분한 전체 범위 및 Offset 분포를 갖도록 보장.

선 방향은 결정적일 수 있으며, 매립된 채널, 결함 또는 파단과 같은 지질 학적 관심 특징과 관련하여




신중하게 고려. 예로, 매립된 채널을 Mapping할 때, 반사 측량 Line은 그 경계가 결정될 수 있고 반사

프로파일이 가능한 채널의 축에 직교하도록 채널을 가로 질러야 한다.

6.2.5.5 표면 아래의 범위 동일 간격으로 배치된 여러 Seismic sensor 및 Source 위치의 CMP 형상으로 인해

대부분의 측량 설계의 표면 아래 Sampling 간격은 Seismic sensor 간격의 절반.

6.2.5.6 장비 요구사항- 녹화 장비는 주로 프로젝트 목표에 따라 선택하며 비용 및 가용성은 2차로 고려.

장비는 반사 조사의 목표를 충족시킬 수 있는 잠재력을 최대화하기 위한 중요한 기준으로 고려.

이 장비에는 100 dB 이상의 동적 범위와 Nyquest 주파수보다 훨씬 높은 Sampling 속도로 Seismic wave field를

기록할 수 있는 Seismograph가 포함.

(1) 확산 케이블 및 Seismic sensor- 확산 케이블에는 측정 목표를 충족시키는데 필요한 합리적인 Seismic

sensor 간격이 가능하도록 충분한 Seismic sensor 연결 지점(Take out)이 필요.

Seismic sensor Station 간격의 최종 선택은 현장 내 이동 시험에서 결정(6.3.1.2 참조).

Take out 사이의 케이블이 너무 많으면 신호 손실이 증가하고 케이블이 바람 소리를 전달하기 쉬워

Seismograph로부터 거리가 멀어지면 Impedance가 증가.

Cable heads 또는 connector는 완전히 맞추고 단단히 고정. 케이블 간 누전, 케이블 cross talk 상태가 좋지

않으면 Noise 수준이 높아질 수 있으므로 피한다. Geophone은 일반적인 Seismic sensor 유형(5.3.2 참조).

Geophone은 속도를 측정하며 고유 주파수 및 코일 Impedance에 따라 분류.

Seismic reflection 측량에 사용되는 Geophone의 고유 주파수는 Source 에너지, 현장 감쇠 특성, 측량 해상도

요구사항 및 Seismograph의 동적 범위에 적합.

가속도계는 Seismic sensor에도 사용되며 입자 가속도를 측정.

가속도계는 Seismic sensor에서 신호를 증폭.

이 증폭은 신호가 Seismic 케이블 아래로 전송 전 신호 진폭을 증가시키고 잡음 임계값을 증가.

Seismograph(대부분 표면 근처에 있는 대상)의 경우 50Hz 초과 고유 주파수를 가진 Seismic sensor는 불 필요.

반사 에너지의 고주파 특성과 여기에서 논의된 근거리 표면 응용 분야의 제한된 침투 깊이로 인해 10Hz

미만의 고유 주파수를 가진 Geophone은 압축 Wave 측량(또는 Shear wave 측량의 경우 8Hz 미만)에서 거의

사용되지 않는다. 저주파 Phone(<20Hz)의 고주파 수(> 100Hz)영역은 선형이 아닐 수 있다.

단일 Seismic sensor 구성을 일반적으로 사용.

각 Station(13)에서 더 많은 Seismic sensor(직렬 또는 병렬) 추가가 유리. Seismic sensor는 Spike로 지면에

연결되며, 과거에는 Spike가 최적의 Coupling을 제공. 지면의 침투가 불가능한 일부 상황에서는 Spike 대신

Plate를 사용한 중력 Coupling이 허용 가능한 신호 대 잡음 비를 생성.

towed Spread에서 Seismic sensor의 중력 결합은 일부 표면 설정에서 Spike 결합 Seismic sensor Geophone에

대한 대안으로 사용.

Seismic sensor Coupling 스타일의 비교는 중력 Coupling이 기존의 Spike Coupling을 대신할 수 있는지

확인하기 위해 사전 조사 시험의 일부.

표준 Geophone Spike의 길이는 약 7cm. 그러나 일부 응용 분야의 경우 Seismic sensor Spike의 길이를

14cm까지 늘리는 것이 유리.

(2) Source- 항상 새로운 현장에서 시험할 수 있는 고유한 다른 유형의 Source를 두 개 이상 보유를 권장.

이 에너지 원은 서로 다른 방식으로 지면에 에너지를 공급하며 에너지 양 변화에 필요.

예로, 수심 10m 수심이 있는 충적 계곡에서 30m 깊이의 대상을 Imaging하려고 시도하면 작은 Down hole

폭발물(8 또는 12 게이지 하중을 가진 Down hole Shotgun) 및 충격 Source(즉, 7 또는 9kg Hammer 및 Striker

plate)을 시험하는 것이 합리적.

시험할 수 있는 Source는 환경 제한, Resolution 요구사항, Seismic 에너지 량, 설정에 대한 적응성, 경제성,

허용, 이전 경험 및 Noise와 관련된 신호 강도를 기반으로 선택.

(3) Seismograph- 이용 가능한 Seismograph 채널이 많을수록 기록 확산을 최적화할 수 있는 유연성이 커지고

경우에 따라 단일 측량으로 촬영할 수 있는 대상의 깊이 범위가 더 넓어진다. 이용 가능한 Trace 수는 각 반사

Event가 최적의 창 내에서 여러(> 4) Trace 또는 채널에 기록될 수 있을 정도로 충분.

대부분의 표면 근처 응용 분야의 경우, 이 레벨의 Sampling에는 최소 24개 채널을 갖지만 48 ~ 96개, 일부

경우에는 최대 240개 채널을 가진 Seismograph가 필요.

(a) 표적 반사기 또는 표면 아래 간격에 대한 최적의 Seismic sensor 세트는 지상에 한 번에 배치된 총

Seismic sensor 수의 하위 세트. 이 Seismic sensor의 서브 세트는 Roll-along 스위치에 의해 기계적으로(기록

채널보다 많은 Sensor가있는 경우) 또는 전자적으로(각 Sensor가 전용 기록 채널에 연결된 경우) 선택.

이 최적의 Seismic sensor 범위(Source 위치에 상대적)는 Source가 진행됨에 따라 측량 Line을 따라 진행.

(b) 활성 기록 채널의 수를 늘리면 대상 반사를 최소로 Sampling하는데 필요한 충분하고 적절한 Trace를

기록할 때 Roll 스위치(기계식 또는 Digital)를 대체.

고정-Spread 형상(정지 Spread에는 Roll-along 스위치가 필요 없음)는 Source가 측량 Line을 따라 이동할 때




충분하고 적절한 Offset Seismic sensor를 유지하기 위해 최대 2 배의 기록 채널이 필요.

(c) 지표 조사를 위한 Seismic 장비의 작동은 가능하면 저소음 전원(예: 배터리 전원)에 의존.

현장 환경의 까다로운 부분을 처리할 수 있을 정도로 견고하고 안정적인 매체에 Data를 Digital 방식으로 기록.

작동이 제조업체 사양에 맞는지 확인을 위해 정기적으로 Seismograph 성능을 시험하는 것이 권장.

Seismograph로 기록한 후 빨리 신뢰할 수 있고 장기적인 비 휘발성 Digital 매체로 Data를 전송.

(4) 지원 장비 - Seismic reflection Data를 기록하려면 Roll 박스(스위치)를 사용. Roll 박스는 Seismograph의

모든 기록 채널이 Source에 대해 최적의 형상을 유지하도록 상이한 그룹의 Seismic sensor를 선택.

시험 장비(예: 케이블 및 Take out 단락 플러그, Seismograph test oscillator, Seismic Noise Monitor, Seismic

sensor Impedance Monitor, Earth leakage meter 케이블)는 Data 품질과 활성 기록 채널을 최적화하는 문제 해결

장비의 핵심 요소.

Seismic sensor와 Seismograph의 A/D Transducer 사이에 있는 구성 요소는 전자 Noise의 잠재적 원인을 표시.

점퍼 케이블, Roll 박스, 어댑터 또는 기타 연결 지점 사용을 최소화하면 배경 소음이 감소.

6.2.6 Data 형식 - 수집과 처리의 두 가지 주요 범주로 분류. 획득 형식은 잘 규격화되어 있으며 엄격한 규격

Line(대부분 탐험 지구 물리학자 -SEG에서 발행하고 승인한)을 준수.

Data 처리 형식은 많은 소프트웨어 개발자마다 크게 상이.

일반 처리 형식에 대한 용어는 " Modified SEG-Y". 이는 Header 형식이 게시된 SEG-Y 형식과 일치하지만(16)

특정 Header 위치 및 부동 소수점 지정과 관련하여 약간의 여유를 허용.

6.2.6.1 Data 수집 형식- Seismic reflection Data의 Digital data 형식은 SEG 형식.

엔지니어링 Seismograph는 Pullan 등에 의해 기술된 SEG-2 형식을 사용하기 시작(17).

SEG2는 고정 길이가 없는 첫 번째 문자열 지향 형식. Raw Seismic data를 저장하는데 사용되는 Seismic

형식에는 SEG-2, SEG-Y, SEG-D 및 SEG-B. SEG2를 제외하고 이러한 형식은 고정 길이 Header.

SEG-B는 다중화된 형식. 다른 형식은 때때로 사용되지만 거의 사용되지 않는다.

인식된 모든 형식에 대한 참조는 학회 지구 물리학 간행물 참조.

6.2.6.2 Data 처리 형식 - Seismic reflection data 처리에 사용되는 Digital 형식은 고정 길이 Header와 Trace로

평가.

처리 소프트웨어는 Data에 SEG-Y 형식을 사용하지만 Barry 등에서 출판한 SEG-Y 형식은 거의 없다(16).

대신 대부분의 SEG-Y는 소프트웨어 프로그래머가 Data 처리 중에 Data를 보다 쉽게 처리할 수 있도록 고안.

한 처리 회사에서 다른 처리 회사로 또는 한 소프트웨어 패키지에서 다른 소프트웨어 패키지로 Data를

전송하는 것은 인식된 SEG-Y 형식으로 일상적으로 수행.

6.3 설문 조사 시행:

6.3.1 현장 조사 계획 점검

6.3.1.1 최초 조사 계획이 실현 가능한지 결정하기 위해 도착 시 현장의 체계적인 육안 검사를 실시.

Reflection 프로그램의 목표를 성공적으로 달성할 수 있는 잠재력을 극대화하기 위해 조사 계획 수정이 필요.

6.3.1.2 타당성 시험은 측량 계획이 현장 점검에 근거하여 적절하게 수정되면 가장 먼저 수행. "walk-away"

시험이라고 하는 이 시험은 Seismic sensor 간격, Source Offset, Source 유형, Seismic sensor 유형, 레코드 길이,

Sampling 간격 및 Seismograph 변수를 계획된 구성 및 선택된 최적의 기록 변수 세트와 비교.

Walkaway 시험은 현장의 반사 가능성에 대한 첫 번째 현상을 제공.

여기에는 Resolution, 신호 대 잡음 비 및 관심 있는 대상을 효과적으로 Imaging할 수 있는 가능성에 대한

분석이 포함.

이 실험 결과는 계획된 설문 조사 디자인에 필요한 변경 사항을 강조 할뿐만 아니라 기술 효과를 평가할 수

있는 첫 번째 기회 중 하나이므로 성공 가능성을 나타낸다.

Walkaway 시험은 반사 프로그램의 생산 부분에 대한 지속적인 보장이 필요한지 결정에 충분한 정보를 제공.

Walkaway 시험에는 다음이 포함

(1) 최대 관심 깊이의 11⁄2 배 이상인 Source-Seismic sensor Offset으로 기록된 Trace

(2) 최적의 창 내에서 가장 얕은 관심 반사를 위한 최소 10개 Trace를 허용하는 Seismic sensor 간격(보통

walkaway의 Seismic sensor 간격은 모델링 및 경험이 현장 및 목표에 최적인 것의 약 절반)

(3) 개별 Shot과 수직 Stack Shot 수집 비교

(4) 주요 반사 주파수 비교 시험된 Source

(5) 다른 Source와의 신호 대 잡음 비교 및 신호 Stacking, (6) Source의 환경 영향 평가

(7) 정상 이동 속도(NMO) 속도를 추정하기 위한 쌍곡선 곡선 Fitting 및 해석 가능한 Coherent 사건은 반사

(8) 이미지 가능 깊이 범위의 추정

(9) 해상도 잠재력의 추정(수직 및 수평)

(10) 사용 가능한 최고 주파수 및 레코드 길이를 기준으로 Sampling 간격을 선택하여 가장 깊은 반사를 기록

(11) 명백한 반사 도달 Pattern에 적합한 Source-Seismic sensor 형상 선택(즉, Spread 또는 End-on, Seismic




sensor 간격, Source 간격)

(12) 다양한 Source 및 Source 구성의 타임 브레이크 정확도 및 성능 평가.

Data의 특성을 완전히 평가하려면 Walkaway Data의 일부 Digital 처리가 필요.

이는 현장에서 또는 로컬로 수행할 수 있으며 주파수 Filtering, 진폭 스케일링(자동 Gain 제어 또는 AGC),

NMO 곡선 Fitting, 여러 Source Offset에서 Trace를 수집하여 기록 Event의 Coherency 채널을 향상시키기

위해 기록 시스템의 겉보기 채널 수 증가, Source Seismic sensor Offset 순차 순서로 계산하고 Borehole 측정된

평균 속도와 계산된 속도의 상관 관계를 포함.

(2) 시험된 각 Source 유형에 대해 두 개의 서로 다른 Source 위치/Offset에서 최소 두 번의 Shot 수집을

기록하여 Source 성능과 겉보기 반사 특성에서 Station 간 Coherency을 확인.

이를 통해 반사된 에너지의 파장 변화와 Coherency을 비교. Offset 효과가 있는 Event 곡률, Wavelet 특성,

Coherent Noise 또는 반사 진폭의 Coherency 부족은 공간 Aliasing 또는 반사의 잘못 식별을 표시.

6.3.2 측량선 배치- 측량 설계(6.2.4 참조) 및 현장 방문(6.3.1 참조)을 기준으로 내 진선의 최적 위치를 찾는다.

Line 배치가 최적의 Seismic 기록 환경과 측량 목표의 균형을 유지하도록 주의.

가능하면 선은 서로 연결 하며(선의 접힌 부분이 교차하거나 적어도 선의 끝에서 뻗은 길이로) 현장에서 구할

수 있는 Borehole(지상 진실)과 연결.

다른 지구 물리학 또는 지질학적 Data와의 중복을 극대화하기 위해 측량선을 배치.

6.3.3 조사 수행

6.3.3.1 Spot 상관 또는 단일 Point Profiling은 주어진 Seismic sensor 간격 및 기록 채널 수에 대한 적절한

Offset 범위 기록에 필요한 만큼 단일 Seismic 확산 및 해당 확산에 대한 많은 Source 위치를 배치.

Spread 형상으로 정의된 최적 창 내에서 대상 반사를 완전히 Capture하는 것이 중요. 관심 반사기의 깊이가

속도 및 양방향 반사 시간으로부터 추정되면, 확산은 원하는 공간 간격으로 반사기를 Sampling하도록 설계된

Grid 내의 새로운 위치에서 재 전개.

이 방법은 Sampling할 때 공간적 가능성이 높기 때문에 거의 표면 가까이에 적용되지 않는다.

Spot 상관 기술은 비교적 넓은 영역에서 상관 관계를 유지하기 위해 여러 개의 일관된 반사와 함께

비정상적으로 높은 Data 품질을 요구.

CMP 측정을 수행하는 절차(6.3.3.3 참조)는 Spot 상관 Profiling에 적용.

6.3.3.2 Common Offset 또는 최적 Offset Profiling은 주어진 대상을 최상의 이미지로 만들기 위해 미리 결정된

최적 거리로 분리된 단일 Seismic sensor Source 쌍을 사용하는 연속 Profiling 기법.

Data 분석 및 Event 연속성에 적합한 증가분으로 프로파일 Line을 따라 동일하게 분리된 각 Source Seismic

sensor 쌍에 Data가 기록. 반사 단면을 구성하기 위해서는 Source와 Seismic sensor 사이의 일관된 분리

(Source Seismic sensor 쌍 사이의 일정한 반사 각)를 유지하는 것이 중요.

Common Offset 단면에서 식별된 일관된 Event는 다중 Trace Shot 수집에서의 반사와 연관.

Common Offset 시간 영역을 깊이 영역으로 변환하려면 속도를 독립적으로 결정.

성공적인 Offset Profiling 기술은 품질 관리(QC)를 위해 사용될 우수한 Data 품질 및 다 채널 Seismograph의

빈번한 획득이 필요(단일 Fold 단면에서의 반사 Event를 다 채널 Seismograph와 상관시키는 것은 해석된

Coherent Event가 반사되고 간섭 잡음이 없음을 보증).

이 방법은 대부분 CMP 기술로 대체 되었기 때문에 수집, Data 처리 및 Common Offset 방법의 해석에 대한

세부 사항은 여기에는 미 포함.

6.3.3.3 Common Midpoint(CMP) 반사 Profiling은 여러 Seismic sensor를 사용하여 프로파일 Source를 따라 각

Source에서 생성된 Seismic data를 기록하는 연속 Profiling 기술(그림 5).

Source와 Seismic sensor는 대상에 대해 동일하게 간격을 유지.

공간 지하 표면 Sampling 간격이 측정 목표에 적합하도록 Seismic sensor는 서로 분리.

Source 간격은 Seismic sensor 간격의 정수 증가 분이며 CMP 누적 Data Fold 또는 중복을 계산하기 위한

기초.

측량의 신호 대 잡음 비와 측면 해상도 요구사항이 충족되도록 Source 간격을 선택.

각 Source 위치는 선택한 Seismic sensor 세트 또는 확산과 분리되어 Source-Seismic sensor offset의 최적

범위가 기록.

Line을 따라 Source Station의 각 점진적 이동에는 Source 및 Seismic sensor 형상이 고정된 상태로

유지되도록 동일 거리의 Seismic sensor 확산 이동이 수반.

프로파일 Line을 따라 이러한 증가분 Source 위치 향상은 각 Source 위치에 대한 Seismogram을 생성.

Seismogram은 현장 측정 및 Walkaway 시험에서 결정된 측정 목표에 대해 Offset이 최적화된 Seismic

sensor의 분산에서 수집한 Data를 가지고 있다.

프로파일 Line을 따라 Spread와 Source를 Rolling함으로써, 각 Subsurface 시편 Point(표면 Seismic sensor

간격의 절반으로 분리)는 다른 Source Seismic sensor 쌍으로 여러 번 이미지화.




특정 지표면이 Sampling된 횟수(Fold)는 Seismic sensor 간격, Source 간격 및 Seismic sensor 수의 함수.

Subsurface Sampling에서 이러한 중복성은 CMP 기술의 신호 향상 잠재력의 핵심.

CMP 적층 영역은 지구의 층을 나타내는 Trace 대 Trace Coherent 파형이 있는 지구의 단면(즉, Road cut,

Outcrop, Trench)과 유사.

CMP 시간 영역은 해당 현장에 대해 측정된(예: Borehole, NMO) 평균 속도 함수를 사용하여 깊이로 변환.

적층 반사 Wavelet은 지구 재료 특성과 관련될 수 있는 다양한 속성을 갖기 때문에 신호 대 잡음이 높을 때

Layer 구조 외에 다양한 정보를 CMP Stack 영역에서 추출.

(1) Acquisition- CMP Data에는 여러 기록 채널이 있는 Seismograph가 필요. 모든 반사 측량에 있어 중요한

것은 이미지의 Target transect 또는 프로파일을 따라 Source 및 최적의 Seismic sensor Offset의 점진적인 진행.

6.3.3.3에 설명된 대로 고정된 구성에서 프로파일을 따라 Shot 및 Seismic sensor 확산을 점진적으로

이동시키는 프로세스를 Rolling이라고한다. CMP 방법을 사용할 때, 측량선을 따라 Source 및 Seismic sensor

확산의 진행은 Station에서 Station으로 Source의 물리적 이동 및 Seismic sensor 확산의 수동, 기계, 전자 또는

Digital 이동을 포함.

일정한 Offset Source 확산 Offset을 유지하는 방식으로 수동으로 Geophone Spread를 이동시킬 수 있지만

이 방법이 가장 효율적이지 않을 수 있다. Seismic sensor Spread의 기계적 또는 전자적 움직임은 스위치를

따라 CMP 또는 Spread 케이블과 전자식 또는 기계식 Roll을 통합하여 수행.

기계적 Rolling에는 스위치를 따라 다중 접점 Roll 사용. 스위치의 Seismograph 측의 접점 수는 Seismograph

기록 채널의 수와 같고 케이블/Seismic sensor 측의 접점 수는 케이블의 총 전송 Line과 동일.

Seismic 계측 접점과 케이블/Seismic sensor 측 접점의 비율은 1: 2 이상.

CMP 또는 확산 케이블(Seismograph의 채널 수만큼 각 케이블에 적어도 전송 선로가 있는 케이블)은

Seismograph로 전달되어 기록되는 특정 Seismic sensor 세트를 선택하는데 사용.

전자식으로 Rolling할 때, 확산 케이블에 연결된 모든 Seismic sensor의 정보가 Seismograph로 전달되어

소프트웨어는 최적의 Offset 범위 내에서 기록 채널만 선택하여 Seismograph에 Digital로 저장. Spread의 전자

Rolling은 최적의 Offset 범위보다 훨씬 더 긴 거리에 걸쳐있는 Seismic sensor 그룹에 연결된 측량 목표

달성에 필요한 것보다 훨씬 더 많은 기록 채널(50 % 이상)의 Seismograph가 필요.

최적의 확산 범위를 벗어난 Seismograph에 연결된 모든 Seismic sensor는 Seismograph 또는 후속 Digital data

처리 중에 제거.

(a) 생산 Data는 지속적인 QC(6.3.6)를 받아야 한다.

이동 거리 분석 중에 해석되는 반사의 보기를 최적화하도록 디스플레이 변수를 설정.

조사의 생산 부분에 대한 변수 설계는 다음에 기반

(1) 모델링 및 시험Data

(2) 설문 공간 경제성과 함께 높은 공간 Sampling 및 지하 중복의 필요성 균형 조정

(3) 모든 대상 반사의 최적 창

(4) 예상 Dip에 대한 고려 사항

(5) 환경 제한 또는 간섭

(6) Fold 및 Offset 분포 최적화

(7) Source 및 Seismic sensor Coupling의 균일 성을 고려.

가능한 많은 Seismic sensor가 우수한 Ground Coupling을 통해 Ground 누수 없이 Seismic 에너지에 반응.

기록 Trace의 100 %가 실제로 작동하지만 실제로는 85 %가 Seismic 에너지에 깨끗하게 응답.

형상 및 기록 Parameter는 측량 경제학, Data 품질, 신호 대 잡음 비 및 해상도를 고려.

지하 시설, 유틸리티 및 가공 전력선을 피하기 위해 주의. 획득 Parameter에 대한 지침은 아래 참조

(1) 활성(즉, 기록된) Spread 길이는 최대 관심 깊이와 대략 동일

(2) 가장 근접한 Seismic sensor에 대한 Source Offset을 선택하여 가장 근접한 Seismic sensor의 과잉 구동을

피하지만 가능한 수직에 가까운 입사 반사를 기록할 수 있도록 조정

(3) 최적의 산포 내에 너무 많은 광각 사건을 포함하지 않도록 주의

(4) 수직 Stacking은 주의해서 사용(1 회 양호한 Shot은 10 회 불량 Shot보다 유리)

(5) 인위적 소음, Source Coupling, 타임 제로 브레이크 또는 Source 위치에 관계없이 ―불량 Shot‖은 재 시험

(좋은 Data 추적 및 Shot 수집이 중요)

(6) 유사한 특성을 갖는 다수의 Traces에 걸쳐 Coherent 반사는 조사 프로필을 따라 기록된 모든 미 가공

또는 최소 현장 처리(Spectrum Filtering 및 스케일) Shot 수집의 대략 20 %에서 해석 가능

(7) Shot 수집에서 일관된 반사를 보기 위해 고급 처리가 필요하지 않아야 한다(Processing은 생산이 아니라

향상)

(8) 획득 절차의 Coherency이 중요(특히 CMP Data 처리 및 계층 적 특징의 해석에) 변경 사항을 기록(상승,

지상 조건 또는 커버링, 장비의 약간의 변화도 지질 학적 변화, 특히 구조적 변화와 유사할 수 있음)




(9) 관찰자의 메모는 완전해야 하며 당시에 필요한 것보다 관측자 활동, Data 특성, 소음 원 및 Land mark에

대한 자세한 정보를 포함

(10)Data는 매일 Seismograph와 분리된 매체에 Digital 방식으로 저장.

참고 1- 모든 Seismic sensor Spread 1(R1) 레코드 Shot 번호 1(S1), Seismic sensor Spread 2(R2) 레코드

Shot 번호 2(S2) 등. Fold는 이미지 또는 해당 지점을 Sampling하는 고유한 Shot-Seismic sensor 쌍의 수를

표시. 예로 CMP Station # 8은 3개의 Shot-Seismic sensor 쌍(S1-R1 # 5, S2-R2 # 3 및 S3-R3 # 1)의 Common

Midpoint이며, 일단 처리되면 단일 Trace를 갖는다. 이 세 가지 Trace와 3-Fold redundancy 또는 300 % 적용

범위에서 기여. Seismic reflection 측량에는 24개 이상의 채널이 있는 Seismograph가 포함되어 12개를

초과하는 Fold가 포함되지만 6개 시스템과 3배 Sampling 만 여기에 표시 단순화를 위해 표시

FIG. 5 Reflection Raypaths between Source and Seismic sensor and Progression of Source and Seismic sensors along a Standard 2-D CMP Seismic reflection Profile

(2) Data 처리-Data 처리는 인공 반사를 생성하지 않고 Coherent 반사 Event를 향상.

CMP Data 처리 흐름은 하나의 고해상도 Seismic reflection 프로세서 또는 처리 회사 간 합리적으로

Coherency이 필요. 차이점은 세부 사항과 특정 변수 선택에 대한 세부 사항.

많은 경우 "특별" 또는 "디자이너" 프로세스 또는 개별 Data 프로세서 또는 회사에 고유한 독점 처리 기술

또는 변수를 사용하여 Data 세트를 최적화.

Seismic reflection data 향상에 사용되는 프로세스 또는 변수에 관계없이 처리 전체에서 향상되고 최종 Stack

영역에 대한 반사로 표시되는 Coherent Event는 Shot 또는 CMP 수집에서 해석되는 반사와 관련.

신호 향상과 처리 Artifact를 구별하는 것이 중요.

매우 중요한 Seismic reflection data 분석 도구는 SD(Seismic De-convolution) 및 BSD(Blind Seismic De-

convolution)(18-22).

SD와 BSD의 주 목표는 기록된 Seismic 시계 열에서 Source 웨이브의 특성을 제거하여 반사 계수만 있는

것이 이상적. BSD는 Source wave를 알 수 없고 시간 변화의 가능성이 있는 매우 도전적이지만 Seismic De-

convolution 문제. BSD는 알려진 하나(첨가 Noise로 측정된 Seismogram)와 두 개의 알려지지 않은 것(Source

웨이브 및 반사 계수)이 있는 경우를 식별.

(a) CMP Data는 Digital 처리가 필요. 기본 또는 " Brute"처리에는 각 Trace에 Source 및 Seismic sensor 형상

지정, 높이 조정, Coherent 및 랜덤 Noise의 제거 또는 억제, 비 수직 입사에 대한 수정(NMO의 정상 이동

반사 속도 추정 사용), Spectrum(진폭에 대한 주파수 및 위상) 분석 및 Filtering 또는 성형, CMP 수집으로 정렬,

진폭 스케일링(예: 자동 이득 제어 -AGC 정규화) 및 CMP Stacking 이 포함.

Data에 따라 최종 CMP Stack 영역의 품질 향상에는 추가 정적 과정(예: 굴절, 표면 Coherency, 잔차),

다양한 유형의 Filtering(예: 주파수 fk, τp), 실제 진폭 조정(예: 구면 발산 보정), 이동, 속도 분석(예: 유사, 일정

속도 패널, 수집에 곡선 맞추기) 또는 기타 보다 정교한 처리 과정이 포함된 "고급" 처리가 제공.

Migration 필요성은 현장 특성과 Data에 따라 결정되며 Migration은 더 깊고 Data 세트만큼 얕은 저속 Data에

중요하지 않으며 해상도를 낮추는 것을 염두에 두어야 한다.

모든 변수를 지정할 때는 주의하지만, 고해상도 표면 근처 Data의 경우 CMP 누적 영역에서 가공물 처리를




피하기 위해 일부 작업에 대한 변수를 사용하고 선택하는데 주의. 이 특별한 관리에는 자동 과정 동안

허용되는 최대 정적 수정, fk Filtering을 위한 팬 크기, 선착 Muting, coherency 처리, 모든 종류의 Mixing

프로세스 및 Taper 길이의 Mute가 포함.

"고급" 처리 기법 이전에 Shot 또는 CMP 수집에서 해석될 수 있는 반사는 기법 적용 후에도 동일해야 한다.

(b) 각 작업에 적용되는 특정 처리 흐름과 변수 및 강조는 각 개별 Data 세트의 특성에 따라 어느 정도

달라야 한다. CMP Data를 처리하는데 사용되는 기술은 일관된 흐름을 따른다(그림 6).

Seismic reflection data의 CMP Data 처리는 CMP Stack 영역의 신호 대 잡음 비 및 해상도 잠재력 향상에 중점.

Pre Stack processing은 Spectrum 특성 조정, Noise 기여 제거 및 감소, Source-수신기 Offset에 대한 시간 도달

반사 Wavelet을 조정하여 수직 입사를 모사, 정적에 대한 보상(가까운 표면의 변화로 인한 지형 및 속도),

Source Offset, 잔류 Noise 및 사전 Stack 프로세스와 관련된 Artifact 최소화를 시도.

Post Stack processing은 Coherent Reflection Event와 고유한 속성 또는 속성을 향상시키고 pre Stack 수집에서

해석되는 동일한 Coherent Reflection Event와의 연계를 유지하도록 설계.

표준화된 처리 흐름은 없으며 각 처리 흐름은 주어진 영역의 Data에 맞게 사용자 지정.

CMP Reflection Data에 대해 수행되는 기본 처리 작업의 순서와 유형은 Data 세트 전체에서 비교적 일관.




FIG. 6: A Flow-Chart Showing One Possible Generic Sequence for Processing CMP Data

(3) 예비 해석- 현장 Data의 예비 해석은 초안 또는 예비 라벨로 표시되며 일부 경우 예비 분석 및 처리를

거친 Data는 초기 해석이 잘못될 수 있으므로 주의해서 처리.

현장 분석 및 무차별 처리는 주로 QC 측정으로 수행되며 다음과 같은 주요 목표를 달성.

Data 품질 및 특성에 대한 예비 평가, Data 품질에 대한 현장 내 결정 및 설문 조사 목표를 충족시킬 수 있는

잠재력, 지질의 예비 해석, 적절한 최종 처리 흐름 결정에 도움.

(4) 해석- Seismic data의 해석은 Seismic 단면의 Resolution, 신호 대 잡음 비 및 처리 흐름에 적합.

Seismic data 해석 기술은 Digital 또는 Analog.

Seismic 속성 또는 Trace 사이 Reflection Wavelet 상관 관계에 기반한 해석을 위해 다양한 소프트웨어 사용.

지표면 특성 해석에 일상적으로 사용되는 속성에는 주파수, 진폭, 위상 및 Coherency.

Analog 기술은 지표면 Seismic reflection data를 해석하는 일반적인 방법. Shot gather, Common Offset 영역,

CMP 수집 또는 CMP 누적 영역 해석은 ground truth (특히 Borehole Data), 모든 지질(지역 및 지역) 및 지구

물리(Seismic 및 기타 방법) Data, 해석 및 조사된 지역 또는 장소에 대한 기타 관련 정보 관련 정보를 통합.




해석은 Wavelet 특성 및 Coherency, Resolution, 처리 변수, 획득 변수, 일관된 Event의 형상, 해석된 구조 및

층계에서 명백한 수직 변동의 실행 가능성, Shot 또는 CMP 수집에서 해석되는 반사를 고려.

Wavelet 분석은 Source Wavelet과 다양한 처리 작업이 최종 반사 Wavelet에 미치는 영향을 고려.

지구 물리학 Data는 독특한 해석을 허용하지 않는다. 따라서 해석은 시추 로그, 기타 지구 물리학 조사, 지역

및 지역 지질 설정 및 해당 지역의 Borehole 분석과 같은 가능한 많은 보충 정보를 항상 포함.

(a) 가능하다면, Borehole Data(가능한 경우, 특히 Up hole/Down hole 조사가 수행된 경우)를 Shot 수집, CMP

Data 처리 및 시간 Seismic 영역과 지하 표면 조건 사이의 연결 설정을 위하여 CMP Stack 영역을 통해

추적된 반사와 상관시키는 것을 권장. 이 상관 관계는 지질학적 단면과 관련되어 있으므로 CMP Data의

정확성과 해상도에 대한 신뢰도 및 일부 측정값을 제공. 속도 기능을 확인하고 Seismic data를 사용한 지질

Mapping을 지원하는 중요한 작업은 CMP Stack 영역을 양방향 이동 시간에서 깊이로 변환.

정확한 속도 기능(수직이 아닌 Seismic 광선 경로를 수정하는데 사용)은 구조 해석에 의미 있는 깊이 영역을

제공. 속도 함수가 실제 Seismic 특성을 나타내지 않는 경우, 심도 변환 시간은 실제 지질 구조와 일치하지

않는 반사 형상을 생성.

(b) 반사 Wavelet은 사용된 Source, 지구의 재료 특성, 각 처리 단계 및 표시 변수를 나타내는 모양을 반영.

주 주파수의 파장(파장 = 속도/주 주파수; λ = V ⁄ f) 미만으로 분리된 반사기에서 반사되는 반사 Wavelet 간의

간섭을 고려(그림 7).

Seismic 신호의 주요 주파수와 지하 재료 속도에 따라 반사 신호 파장은 m에서 수십 m까지 다양(표 5).

Seismic reflection 영역 해석에는 신호 파장 평가와 수직 해상도에 대한 제약조건에 대한 이해 필요(8.4.2 참조)

Seismic Trace는 양방향 이동 시간으로 표시되며 반사를 해당 지질 계면 또는 수문학적 특징에 해당하는

반사기와 상관시키기 전에 깊이로 변환.

Borehole 측량 또는 반사 곡선 분석의 속도 정보는 양방향 이동 시간에서 깊이로의 변환을 허용.

반사 Wavelet과 지질 계면 상관관계는 Stack Data Resolution, CMP Data 처리 변수 및 신호 대 잡음 비 고려.

Stack 반사 파형의 복잡한 특성으로 인해 반사기가 파장 미만(1/4 파장 이상)으로 분리되는 경우 CMP Stack

영역을 과도하게 해석하지 않도록 주의(그림 8).

누적된 Data의 Seismic 속성(예: 위상, 진폭, 주파수, Coherency, 속도)을 사용하여 암석의 물리적 특성을 추론.

CMP Stack 영역은 Road cuts, Outcrops, Trench와 유사하지만 이러한 기능에서 관찰되는 미터 스케일이 아니라

수백에서 수백 미터의 스케일.

(c) CMP Seismic reflection 구간 해석에 관련된 노력의 수준은 조사의 목적, 해석의 원하는 세부 사항, 부지의

지원 및 보완 정보의 양과 질, 그리고 그 정도에 따른다.

정보는 실제로 Seismic data에 존재. 해석의 적절한 방법과 초점은 결과가 다른 연구 및 결과에 어떻게

통합되는지, 그리고 Seismic reflection 영역의 획득 및 처리 이력과 일치.

NOTE 1- 수직 해상도는 1/4 파장. 대부분의 경우 1/2 파장의 실제한계는 거의 기존의 측량보다 신호 대 잡음

비가 낮은 표면 근처 반사 Data에 더 적합.

FIG. 7: Resolution Potential of Seismic-Reflection Data




TABLE 3: Lateral Resolution Limits for z = 10 m

A

Lateral resolution is a measure of horizontal (map view) size necessary to distinguish object or layer uniqueness or separation.

6.3.4 Seismic reflection 해석의 검증- Seismic reflections의 해석은 기존 드릴 Data 또는 기타 지하 정보 또는

측정된 Seismic 속도를 사용한 Seismic 해석 및 심도 변환을 기반으로 얻은 새로운 정보와 비교하여 확인.

현재 이용 가능한 지표면 Data가 해석을 검증하기에 충분하지 않거나 전혀 이용 가능한 Data가 없는 경우,

이 사실을 보고서에 기록. 근거가 없는 해석은 Wavelet 특성, 반사의 상대적 형상, 처리 흐름에 대한 지식 및

유사한 지질학적 환경에서의 경험에 의존하여 필요한 식별, 상관 관계 및 판단.

검증은 깊이 있는 관계를 맺는데 시간이 필요한 지상 진실에 의존.

Logs, Cores, Cuttings만을 기반으로 한 Reflection과 Borehole의 상관 관계는 해석에 대한 제한된 확인만 제공.

경우에 따라 NMO 곡선 fitting을 기반으로 한 평균 속도 함수를 사용하여 측량의 목적과 원하는 정확도에

적합한 시간 대 깊이 변환을 추정. 검증에는 Seismic 점검 Shot 측량(Up hole/Down hole)과 Seismic data에서

고유하거나 비정상적인 것으로 식별된 영역을 만나도록 설계된 Borehole 포함.

6.3.5 품질 관리(QC)- 현장에서 Data를 최적으로 획득하고 가공 중에 Artifact가 생성되지 않고 반사 또는

해석이 지질학적 또는 수문학적 특징과 관련되도록 하기 위해 우수한 QC 프로그램을 사용.

QC는 중요하며 획득, 처리 및 해석 단계에서 지속적으로 시행.

적절한 QC에는 획득, 처리 및 해석 절차에 대한 규격이 필요하며 시험 및 분석 단계, 시험 및 선택 변수,

비 표준 접근법 또는 변수의 이론적 근거 또는 이유, 해석을 위한 근거 및 기타 Data 지원 해석(선택적 해석)

장비 및 계측 시험 및 시험 빈도, 운영 임계 값, Data 품질에 영향을 미치는 환경 조건, 각 주요 수집 및 처리

단계에 대한 대표 Shot 수집 등을 포함.

이 규격은 높은 Resolution Seismic reflection 법에 능숙한 표면에 가까운 Seismic 학자가 최종 CMP 적층

단면을 합리적으로 재생하기에 충분. 전체 Q/C 프로그램의 일부로 제조업체 사양에 따른 장비 성능, 장비

성능 및 일상적인 작동한계의 현장 측정에 사용되는 방법, 처리된 영역 및 해석을 통한 Shot 수집에서 반사

Event 추적을 위한 요구사항 및 방법도 고려.




TABLE 4 Lateral Resolution Limits for z = 50 m

A Lateral resolution is a measure of horizontal (map view) size necessary to distinguish object or layer uniqueness or separation.

TABLE 5 Vertical Layer Resolution Limits

A Geologic layers are represented by changes in material; seismic layers are defined by detectable changes in acoustic

impedance




6.3.5.1 재료(및 Seismic 속도), 가변 지형, 매우 넓고 변화하는 최적의 기록 창 및 열악한 Source/Seismic

sensor Coupling 조건에서 표면의 불일치가 우수한 QC 지침 세트와 Shot to Shot Data 품질의 신중한 측정으로

인해 필요. Seismograph는 인위적, 항공 교통, 차량 교통 소음, 케이블- Ground 누설, Geophone 연결 및

Ground 접촉 품질을 고려하여 설정

Seismograph에 이러한 기능이 없는 경우 최적의 녹음 조건을 유지하기 위해 외부 메커니즘(지지 장비) 또는

절차를 설정. Seismograph는 정기적으로 전자적으로 점검하여 제조업체 사양 내에서 작동하는지 확인.

모든 장비가 제조업체의 운영 지침에 따라 성능 수준에서 작동하도록 현장 절차를 수립하고 준수.

각 Seismic sensor 그룹의 케이블 대 Ground 저항은 Ground로의 과도한 신호 누출을 피할 수 있을 정도로

높아야 한다. 각 Geophone String은 케이블 손실을 고려하여 String 연속성이 공칭 String Impedance의 적당한

비율 내에 있음을 확인하는 확산 케이블에 연결하여 연속성 점검을 받아야 한다.

Geophone 시험(예: 탭 시험 및 트위스트 시험)는 Geophone Coupling, 시스템 응답, Seismograph 케이블 연결,

케이블 및 Geophone 연결 시 Noise, 신호에 비해 과도한 전체 백그라운드 Noise 레벨을 식별하는데 도움.

활성(실시간) Geophone의 배경 Noise 레벨이 사전 결정된 임계 값보다 큰 경우 Shot을 기록하지 않는다.

이 임계 값은 현장마다 그리고 조사 목표마다 차이.

NOTE 1 – Spike 또는 이상적인 Trace는 각 계면에서의 반사 계수를 나타낸다. 실제 Trace의 모든 ―Wiggle‖이

Layer으로 해석되면 Seismic data 해석이 지하 면을 정확하게 나타내지 않는다. FIG. 8: Actual Seismic Trace (with Simulated Noise) that Would Result from a Reflection Survey over the Geologic Model

6.3.5.2 많은 지역에서, 신호를 잡음과 구별하고 분리하는 것은 고해상도 얕은 Seismic reflection data에 대한

도전. 이는 Shot 수집 및 Common Offset 수집 및 CMP Stack Data의 경우에도 동일. 높은 진폭의 Coherent

Noise Event는 작은 진폭의 거의 표면 반사와 같은 시간 창에 도착. 일단 Seismic Trace가 Digital 방식으로

처리되고, 특히 CMP가 쌓이면, Coherent Noise의 기여는 신호와 분리하기 쉽지 않은 경우가 많다.

Multi-Trace shot gather에서 관찰된 반사는 신호 향상 처리를 통해 추적되고 Common Offset 및 CMP Stack

영역에서 해석되는 반사 Event와 상관. Data 품질 및 유효성을 평가하면 Raw Multi Trace Shot 레코드, 최적

Filtering 및 스케일링된 Multichannel shot record, Filtering된 CMP 수집의 각 수집 순서에 대해 프로파일

전체에서 여러 대표 Data 시편을 사용.

데이터 품질 및 유효성 평가에 다음과 같은 각 수집 순서에 대해 프로파일의 여러 대표 데이터 샘플을 사용할

수 있다- Raw multi-Trace shot record, 적절히 Filtering 및 Scaled multichannel shot record, filtering 및 Scaled

data 의 CMP gather, filtering 및 Scaled data의 NMO-corrected CMP gather.

6.3.5.3 출력의 품질을 보장하고 분석법의 효과를 평가하기 위해서는 절차에 대한 규격화, 시험 및 분석 수행,

Seismic reflection data 수집, Data 처리 및 해석 중에 선택된 변수에 대한 이론적 근거가 필요.

조사 방법과 목적은 현장 및 처리 절차와 강조를 지시. 이 방법의 효과는 현장 조건 및 변수 선택에 따라 제한.

6.3.5.4 Field log는 Field 작업(Source 운영자 실제 위치, 기록된 Source 위치 및 파일 수 간의 Coherency 및

정확성 검사), Data 품질 평가, 장비 유형 및 기능, 변수 및 설정을 규격화, 현장 별 기능 및 이상, 생산성, QC




절차 및 전체 현장 활동을 위해 작성되고 체계적으로 유지.

6.3.5.5 계획된 현장 절차에 대한 변경 사항은 변경 사항이 있는 변경 사항 및 타협에 대한 근거와 함께

규격화. 생산 변수, 장비 및 절차를 결정하는데 사용되는 이동 소음 시험 결과는 보고서에 포함하기 위해 시험

Data의 시편 및 주석을 유지하면서 철저히 규격화.

6.3.5.6 Data의 품질을 저하 시키거나 변화시킬 수 있는 조건(날씨, 자연 및 문화 소음의 원천, 장비 교체 등)에

대한 조건이나 변화를 규격화.

6.3.5.7Data를 시각적으로 관찰할 수 있는 방법 없이 기록된 Data(컴퓨터 또는 Digital 획득 시스템에 의해)는

가능한 빨리 검토하여 Data 품질을 확인하고 Data가 프로그램 목표를 얼마나 효과적으로 달성하는지 측정.

현장에서 QC에 사용된 Shot 레코드의 하드 카피 Analog plot은 Digital data를 처리할 수 있을 때까지 저장.

현장 직원이 만든 Data에 대한 주석이나 관찰은 현장 상황과 함께 보관.

6.3.5.8 기록된 신호가 지질학적 의미가 있는지 판단하기 위해 Seismic reflection data를 정기적으로 점검.

Coherent 사건의 위상 속도는 현장 및 Seismic 에너지 유형에 적합한 범위 내에 있는 것으로 계산되고 검증.

6.3.6 교정 및 표준화- 작동 범위 내에서 장비의 교정 및 표준화를 위해 제조업체의 권장 사항을 준수.

권장 사항이 제공되지 않는 경우, 운영 적합성을 확인하기 위해 장비를 정기적으로 점검. 업계 규격은 자체

시험 기능이 있는 장비를 사용. Seismograph의 측정에는 Noise 레벨, 고조파 왜곡, 교차 Feed, 타이밍 정확도

및 위상 및 진폭 왜곡이 포함. 각 장비 문제를 진단하고 수리한 후에도 점검.

매일 현장 작업 시작 전 약식 버전이 완료된 각 프로젝트 전에 장비를 광범위하고 철저하게 점검.

6.3.7 Data 표시

6.3.7.1 처리 및 해석된 Seismic reflection data는 수직 축의 시간/깊이와 수평 축의 Station 위치 또는 CMP

위치로 발표. Data 표현 형식은 드릴 구멍 사이의 상관 관계 또는 암석 노두의 Rendering에서 파생된 지질

학적 단면과 유사. Data는 양의 진폭이 어두운 음영으로 표시되고 right kick 또는 Deflection으로 표시되는

흔들림 추적 형식으로 표시. 임의의 Seismic 속성의 컬러 디스플레이는 발표에서 볼 수 있는 세부 사항을

개선함으로써 정보의 해석 성을 향상. 가장 일반적인 디스플레이 형식은 디스플레이의 왼쪽에서 북쪽과

서쪽으로, 그리고 오른쪽에서 남쪽과 동쪽으로 각 표면 Station에 대한 단일 흔들림 추적.

CMP 또는 Common Offset 영역의 흔들림 Trace는 Source와 Seismic sensor 사이의 수직이 아닌 입사 광선

경로에 대한 조정 후(Common Offset 디스플레이의 경우 일반적이지 않음) 각 Layer에서 반환되는 반사

에너지의 진폭(식 1)을 표시.

6.3.7.2 Seismic reflection 영역의 최종 해석은 지질 또는 수문학적 현장 모델의 3차원을 개선하거나 확인에

사용. 이러한 모델은 연구중인 물리적 시스템의 모든 필수 기능을 통합하려는 현장의 단순화된 특성.

이 모델은 단면, 등고선도 또는 현장의 지질학적 및 수문학적 조건과 모든 비정상적인 조건을 나타내는 기타

그림으로 표현.

6.3.7.3 Seismic 구간의 스케일링(Traces /cm 및 cm/s)은 구간의 정보를 최적화하고 기존의 지질 횡단면과 일치.

이 스케일 일치는 Seismic data의 유용성을 향상시키고 전사 오차를 최소화.

6.3.7.4 Seismic 영역에는 선 방향, 시추 공 위치, 다른 Seismic Line과의 관계, 도로 교차점 및 기타 Data와의

다른 상관 지점이 주석으로 표시가 필요.

고객이 다르게 지정하지 않는 한 Plotting은 플롯의 왼쪽에서 서쪽과 북쪽의 Map 규칙을 준수.

6.3.7.5 Seismic 영역에는 모든 Seismic 영역의 위치, Tie 위치(CMP 또는 Shot Station 번호 별), 스케일, 중요한

표면 특징, 예외 및 장애물, 획득 방향(획득한 Line 시작 및 끝)을 식별하는 현장 Map이 수반.

7. 보고서: 시험Data 시트/양식

7.1 최소한 다음 일반 정보를 기록

7.1.1 반사 측량의 목적, 목적 및 범위.

7.1.2 지질/수문학적 환경

7.1.3 Reflection 법의 한계와 유사한 문제에 대한 기술 적용에 대한 역사적 관점을 포함한 방법 설명

7.1.4 가정

7.1.5 사용된 장비 및 Data 수집 변수, 시험, 다양한 시험 Seismic wave 및 현장 처리 시편, 품질 관리 조치,

운영 통계에 대한 설명을 포함한 현장 접근

7.1.6 Landmark, 구멍 위치, 알려진 지질학적 특징 및 표면 특징을 포함하는 현장 Map상의 Seismic 선의 위치

7.1.7 사용에 대한 근거가 있는 Data 처리 흐름, 방법 및 변수, 처리 및 변수 선택 중 수행된 가정 및 Data

분석을 기반으로 하는 Data 특성, 처리 흐름에 대한 충분한 세부 정보가 포함된 부록 및 유능한 표면 근처의

Seismic reflection 전문가에 의해 쌓인 영역

7.1.8 이름 및 버전 번호를 포함한 Data 처리에 사용되는 소프트웨어

7.1.9 비정상적인 Seismic 에너지 및 처리 후 나중에 강화된 Shot 수집에서 수행된 해석을 포함하여,

프로파일을 따라 시편에서 수집된 수집 및 수집 도중 수집 수집에서 Event 설명

7.1.10 해석 설명 및 최종 Seismic 구간에 대한 개별 관심 특징 강조




7.1.10.1 사용된 모든 통역 소프트웨어의 이름.

7.1.11 개선 또는 비정상적인 처리 또는 해석 기법에 대한 논의와 함께 해석 및 해석되지 않은 영역의 발표 및

토론

7.1.12 해석과 Ground truth 사이의 상관 관계는 가능한 밀접하게 일치.

7.1.13 기록된 모든 Digital data(예: SEGY, SEG2) 및 지원 Analog 정보(예: 노트북, 하드 카피 Analog

레코더)의 형식

7.1.13.1 각 Seismic 선의 시작과 끝을 위한 이용 가능한 모든 GPS Data와 좌표.

7.1.13.2 각 관측소의 좌표를 포함하여 사용 가능한 모든 측량 정보.

7.1.14 성능 정보- Source, Seismograph, 처리 흐름(경험이 있는 얕은 Seismic reflection 프로세서가 Seismic

영역을 합리적으로 재 생성할 수 있도록 충분한 세부 정보 포함), Field 로그 및 안전 계획 포함.

7.1.15 이 ASTM 규격과 차이가 나는 경우, 그 이유를 제시하고 이를 뒷받침할 적절한 규격과 인용이 필요.

7.1.16 해석에 사용된 모든 지원 Data에 대한 적절한 참고

7.1.17 Seismic reflection 측량의 획득, 처리 및 해석을 담당하는 사람의 설명.

7.1.18 결론 및 권장 사항에는 Seismic 조사를 보완하고 확장할 수 있는 후속 작업의 전체 요약 및 목록 포함.

8. 정밀도와 Bias

8.1 Bias –이 규격의 목적 상, Bias는 사실에 대한 접근성의 척도로 정의.

8.1.1 Seismic reflection 법에 의해 지질 또는 이상이 결정될 수 있는 Bias은 많은 요소에 의존.

이러한 요인 중 일부는 다음과 같다.

8.1.1.1 현장 절차, 기록 보관, Data 수정, 처리 및 해석에서의 인적 오류

8.1.1.2 측정 또는 기록에서 기기 오류

8.1.1.3 선 위치 및 지형과 관련된 형상 제한

8.1.1.4 소음

8.1.1.5 현장과 해석 절차에서 사용되는 가정을 단순화함으로써 지구의 변화(즉, 지구 물리학 방법에 대한

목표의 적합성)

8.1.1.6 도로, 개울, 강, 극단 지형, 심층 침하 층과 같은 현장 별 지질학적 한계

8.1.1.7 현장 요원과 통역사의 능력과 경험.

8.2 Seismic reflection data를 사용하여 결정된 깊이와 Drilling으로 결정된 깊이의 차이

8.2.1 Seismic reflection 조사의 Bias는 지질학적 해석이 Borehole Data와 얼마나 잘 일치 하는가로 평가.

많은 경우에, 반사기의 깊이와 겉보기 형상은 Borehole Data에서 파생된 단면과 합리적으로 잘 일치.

다른 경우에는 반사 결과와 Boring Data간에 상당한 불일치가 존재. 어떤 상황에서는 명백한 반사기 깊이와

형상이 매우 정확할 수 있지만 해석된 결과는 8.2.2에서 8.2.4에 논의된 이유로 Drilling에서 얻은 깊이와

일치하지 않을 수 있다. 반사 Data로 해석된 지질 정보 사용자는 이러한 개념을 알고 Seismic reflection 조사로

해석된 지질 정보가 Drilling Data와 항상 100 % 일치하지는 않는다는 점에 유의.

8.2.2 Seismic-반사 해석과 시추 해석 지질학(즉, 깊이와 기하학)의 근본적인 차이점

8.2.2.1 Seismic reflection 법은 Source에서 반사기로, 다시 Seismic sensor까지 양방향 이동 시간의 함수로서

입자운동의 측정을 기반. 반사기를 이미지화하기 위해, 반사 계면을 나타내는 2 개의 층들 사이에 음향

Impedance의 상당한 변화가 필요.

8.2.2.2 암석 표면의 상단이 Drilling에 의해 정의될 때, 이는 종종 드릴 비트의 거부, Split 스푼 Sampler의 타격

횟수 또는 암석 파편의 첫 번째 증거를 기반. 이러한 방법은 암석 표면의 상단에 대해 다른 해석을 할 수

있으며 Seismic reflection 방법으로 해석되는 암석 표면의 상단과 일치하지 않을 수 있다.

Drilling에 의해 결정된 양방향 이동 시간과 깊이의 차이는 암석 상단이 비교적 평평한 경우에도 두 깊이

결정에서 최대 15 % 이상의 차이를 유발.

8.2.2.3 통합 또는 비 통합 퇴적물의 암석학 또는 Borehole log의 Drilling 변화의 차이로 지질학적으로 정의된

층이 Seismograph에서 식별 가능한 반사를 생성하기 위해 음향 Impedance에 항상 충분한 변화를 갖는 것은

아니다. Pore 유체의 포화 또는 성질의 변화는 또한 Borehole 코어 시편에서 관찰되지 않았을 수 있는 높은

진폭 반사 Event를 생성.

8.2.2.4 반사 Data에서 해석되는 반사의 깊이 추정에는 시간 대 깊이 변환이 필요. Seismic data는 시간 단위로

측정되며 드릴 또는 기타 실제 사실과의 상관 관계를 위해 깊이 변환이 필요.

Seismic reflection 시간을 반사기 깊이로 변환하려면 지표면에서 반사기로의 평균 속도에 대한 지식이 필요.

수직 이동(NMO) 속도는 기하학적 분석에서 추정되며 본질적으로 불확실. Borehole 속도 측량(Up hole, Check

shot, Down hole)은 NMO 분석보다 불확실성이 훨씬 적은 심도 시간 기능을 제공.

Borehole에서 측정된 NMO 계산 속도와 평균 속도 사이의 차이가 10 % 이상일 것으로 예상.

8.2.3 측면 지질학적 변동성- Seismic reflection 구간과 Boring 측정 간의 일치는 Dip과 같은 측면 지질학적

변화, 암석의 풍화 및 파단 정도와 같은 측면 지질 학적 변화에 따라 프로파일 Line을 따라 변동.




Seismic reflection 측정은 작은 측면 지질학적 변화를 설명하지 않을 수 있으며 평균적인 깊이만 제공.

기반 암 표면 근처에 수위가 존재하면 해석 오차가 발생.

따라서 측량선을 따라 Seismic 구역과 Boring Data간에 항상 정확한 일치를 갖는 것은 불가능.

8.2.4 위치 차이 – Seismic reflection 영역에서 해석된 Drilling 위치와 형상 또는 Layer는 정확히 동일한 점

표면 위치에 해당하지 않을 수 있다. Borehole은 드릴 장비 접근을 기준으로 위치하며 Seismic 프로파일의

선을 따라 위치하지 않을 수 있다. 위치의 차이는 암석의 상단이 가변적이거나(예: karst) 속도 구조가 매우

복잡한 경우 깊이의 10 % 정도 이상.

8.3 정밀도- 이 규격의 목적 상, 정밀도는 측정 사이의 반복성. 즉, 동일 장비를 사용하여 동일 위치에 있는 두

개의 동일 측정값에서 반사 판의 깊이 또는 Wavelet 표현이 서로 일치하는 정도.

Seismic reflection 영역의 정밀도는 Source Coupling의 변동성, 제로 타임 신호, 표면 근처의Data 처리 변수의

변경 및 해석 중에 강조된 특성 또는 속성의 영향.

동일 조건(처리 흐름 및 해석 포함)에서 Seismic reflection 조사를 반복하면 측정 수준이 높아질 것으로 예상.

8.4 해상도

8.4.1 측면 해상도- Seismic reflection 측량의 측면 해상도는 광대역 Fresnel 반경과 관련하여 설명되는 CMP

간격에 고유한 의존성을 갖는 Seismic reflection 파장 및 속도의 함수.

Fresnel 영역의 4 분의 1은 반사 Data에 회절로 나타나며 반사 Point가 아닌 Point Source로 간주.

형상 및 층계의 수평 변동을 해결하는 것이 더 어려우며 반사 Data의 Resolution을 추정하는 것은 수직에서와

같이 수평 차원에서 거의 간단하지 않다. 수평 해상도는 광대역, 제로 위상 Seismic data에 대해 영향

영역(23)으로 설명되었으며, Rayleigh의 기준은 두 물체가 분리되어 여전히 구별될 수 있는 최소 거리를

정량화하는데 사용(24). 이 거리는 다음 관계를 사용하여 계산.

수신기 간격을 줄이면 반사 Event의 겉보기 Coherency이 향상되지만 수학적으로 측면 해상도는 향상되지

않는다. 적절한 Sampling을 보장하고 CMP Stack 영역에서 작은 물체의 해석을 최적화하기 위해 Fresnel 영역

반경의 약 1/8인 최소 수신기 간격을 유지(그림 9).

8.4.1.1 측면 해상도는 가장 가까운 두 물체의 지정이 특정 Seismic reflection 영역이 각각을 구별하는 것으로

생각. 특정 재료의 측면 해상도를 향상시키는 유일한 방법은 주 주파수 증가(표 3).

대상의 깊이는 해상도에 영향(표 4).

8.4.2 수직 해상도 - Bed 해상도로 표시. Bed 해상도는 감지하거나 해결할 수 있는 Bed의 두께. Bed의 상부 및

하부 층이 서로 접근하고(Bed가 얇아 짐에 따라) 결국 Seismic 에너지의 파장보다 작은 거리만큼 분리됨에

따라 상부 및 하부로부터의 반사가 간섭하기 시작. 이론은 우세 파장의 1/4 미만으로 분리된 층을 감지하거나

해결할 수 없음을 시사(26). 실제로, 소음으로 인해 이상적인 Spectrum 특성보다 낮기 때문에, Bed 두께가

Bed가 분해 가능하도록 주 파장의 절반으로 가정하는 것이 더 합리적(27).

8.4.2.1 수직 해상도는 가장 얇은 층의 지정으로 생각할 수 있으며, 그 상단과 하단은 특정 Seismic reflection

영역에 의해 감지. 특성 속도가 있는 특정 재료 유형의 경우 주 주파수는 수직 해상도에 영향을 미치는 유일한

변수(표 5). 이론적 한계는 소음이 없고 Wavelet 특성이 균일한 탄성 매체의 모델링을 기반으로 추정(표 5).

실제 한계는 "수직" Data 수집 설정과 Wavelet 특성의 Noise 및 실제 변동성을 가진 장비에 대한 합리적인

기대치를 표시(표 5).

9. 품질 보증

9.1 보고서를 포함한 전체 Seismic 반영 작업 프로그램을 Seismic 반영 방법과 현장 지질학에 대해 잘 알고

있지만 프로젝트와 직접 관련되지 않은 사람이 측정하고 검토하는 것을 권장.




FIG. 9: Model Response for Sand Lenses of Varying Lateral Extent Illustrating Significance of Fresnel Zone Size 10. Keywords 10.1 geophysics; near-surface; Seismic reflection; surface geophysics REFERENCES (1) Steeples, D. W., and Miller, R. D., ―Seismic reflection Methods Applied to Engineering, Environmental, and Groundwater Problems,‖ Geotechnical and Environmental Geophysics, Vol I, Review and Tutorial, Ward, S. H. (ed.), Society of Exploration Geophysics, Tulsa, OK, 1990, pp. 1-30. (2) Birkelo, B. A., Steeples, D. W., Miller, R. D., and Sophocleous, M. A., ―Seismic reflection Study of a Shallow Aquifer During a Pumping Test,‖ Ground Water, Vol 25, Nov-Dec, 1987, pp. 703-709. (3) Green, A., Lanz, E., Maurer, H., and Boerner, D., ―A Template for Geophysical Investigations of Small Landfills,‖ The Leading Edge, 18, No. 2, 1999, pp. 248-254. (4) Telford, W. M., Geldart, L. P., Sheriff, R. E., and Keys, D. A., Applied Geophysics , 2nd ed., Cambridge University Press, New York, 1990. (5) Carmichael, R. S., Practical Handbook of Physical Properties of Rocks and Minerals, CRC Press, Boca Raton, FL, 1989, p. 741. (6) Miller, R. D., Pullan, S. E., Waldner, J. S., and Haeni, F. P., ―Field Comparison of Shallow Seismic Sources,‖ Geophysics, Vol 51, 1986, pp. 2067-2092. (7) Miller, R. D., Pullan, S. E., Steeples, D. W., and Hunter, J. A., ―Field Comparison of Shallow Seismic Sources near Chino, California,‖ Geophysics, Vol 57, 1992, pp. 693-709. (8) Miller, R. D., Pullan, S. E., Steeples, D. W., and Hunter, J. A., ―Field Comparison of Shallow P-wave Seismic Sources near Houston, Texas,‖ Geophysics, Vol 59, 1994, pp. 1713-1728. (9) Doll, W. E., Miller, R. D., and Xia, J., ―A Non-invasive Shallow Seismic Source Comparison on the Oak Ridge Reservation, Tennessee,‖ Geophysics, Vol 63, 1998, pp. 1318-1331. (10) Baker, G. S., Steeples, D. W., Schmeissner, C., and Spikes, K. T., ―Source-dependent Frequency Content of Ultrashallow Seismic reflection Data,‖ Bull. Seis. Soc. Amer., Vol 90, No. 2, 2000, pp. 494-499. (11) Berryman, J. G., Berge, P. A., and Bonner, B. P., ―Estimating Rock Porosity and Fluid Saturation Using Only Seismic Velocities,‖ Geophysics, Vol 67, 2002, pp. 391-404. (12) Fagin, S. W., ed., Seismic Modeling of Geologic Structures, Society of Exploration Geophysics, Tulsa, OK, 1991. (13) Knapp, R. W., and Steeples, D. W., ―High-resolution Common Depth Point Seismic reflection Profiling: Field Acquisition Parameter Design,‖ Geophysics, Vol 51, 1986, pp. 283-294. (14) Evans, B. J., A Handbook for Seismic data Acquisition in Exploration, Society of Exploration Geophysics, Tulsa, OK, 1997. (15) Hunter, J. A., Pullan, S. E., Whiteley, R. J., and Nutalaya, P., ―‗Optimum Offset‘ Seismic reflection Mapping of Shallow Aquifers near Bangkok, Thailand,‖ Geophysics, Vol 63, 1998, pp. 1385-1394.




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