BR102017022432B1

BR102017022432B1 - SEISMIC SURVEY METHOD, SYSTEM AND MANUFACTURING METHOD OF A GEOPHYSICAL DATA PRODUCT

Info

Publication number: BR102017022432B1
Application number: BR102017022432-5A
Authority: BR
Inventors: Stig Rune Lennart Tenghamn
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2016-10-19
Filing date: 2017-10-18
Publication date: 2023-08-29

Abstract

A presente invenção refere-se a modalidades que podem ser direcionadas a vibradores marinhos e a métodos associados que utilizam sequências de códigos compostos adequadamente selecionadas. Um método de levantamento sísmico pode compreender operar uma pluralidade de vibradores marinhos. Pelo menos um dos vibradores marinhos pode circular repetidamente através de uma pluralidade de sequências de códigos compostos que são únicas para o pelo menos um dos vibradores marinhos, em que dois ou mais dos vibradores marinhos operam simultaneamente durante pelo menos um intervalo de saída. O método pode ainda compreender detectar a energia sísmica com um ou mais sensores sísmicos após a energia sísmica ter interagido com as formações subterrâneas, em que a energia sísmica foi emitida a partir dos vibradores marinhos, em que a detecção ocorre ao operar a pluralidade de vibradores marinhos.The present invention relates to embodiments that can be directed to marine vibrators and associated methods that utilize suitably selected composite code sequences. A seismic survey method may comprise operating a plurality of marine vibrators. The at least one of the marine vibrators may repeatedly cycle through a plurality of compound code sequences that are unique to the at least one of the marine vibrators, wherein two or more of the marine vibrators operate simultaneously during at least one output interval. The method may further comprise detecting the seismic energy with one or more seismic sensors after the seismic energy has interacted with underground formations, wherein the seismic energy has been emitted from the marine vibrators, wherein the detection occurs by operating the plurality of vibrators. marine.

Description

CROSS REFERENCE TO RELATED ORDERS

[0001] O presente pedido reivindica o benefício do Pedido Provisó rio US No. 62 / 409,957, depositado em 19 de outubro de 2016, intitulado "Coded Signals for Marine Vibrators", cuja descrição completa é aqui incorporada por referência.[0001] The present application claims the benefit of US Provisional Application No. 62 / 409,957, filed on October 19, 2016, entitled "Coded Signals for Marine Vibrators", the complete description of which is incorporated herein by reference.

BACKGROUND

[0002] As técnicas para levantamento marinho incluem levanta mento sísmico marinho, no qual os dados geofísicos podem ser coletados de baixo da superfície da Terra. O levantamento sísmico tem aplicações na exploração e produção de minerais e energia para ajudar a identificar locais de formações de hidrocarbonetos. O levantamento sísmico tipicamente pode incluir rebocar uma fonte sísmica abaixo ou perto da superfície de um corpo de água. Mais de um "cabo sísmico" (“streamer”) também pode ser rebocado através da água pelo mesmo navio ou por um navio diferente. Os cabos sísmicos são tipicamente cabos que incluem uma pluralidade de sensores dispostos sobre eles em locais espaçados ao longo do comprimento de cada cabo. Alguns levantamentos sísmicos localizam sensores em cabos ou nós no fundo do oceano, além de, ou em vez de, cabos sísmicos. Os sensores podem ser configurados para gerar um sinal que está relacionado a um parâmetro que está sendo medido pelo sensor. Em momentos selecionados, a fonte sísmica pode ser acionada para gerar, por exemplo, energia sísmica que se desloca para baixo através da água e para as formações subterrâneas. A energia sísmica que interage com as interfaces, geralmente nas fronteiras entre as camadas das formações subterrâneas, pode ser retornada para a superfície e detectada pelos sensores nos cabos sísmicos. A energia detectada pode ser usada para inferir certas propriedades das formações subterrâneas, tais como estrutura, composição mineral e conteúdo de fluidos, proporcionando informações úteis na recuperação de hidrocarbonetos.[0002] Techniques for marine surveying include marine seismic surveying, in which geophysical data can be collected from below the Earth's surface. Seismic surveying has applications in mineral and energy exploration and production to help identify locations of hydrocarbon formations. Seismic surveying typically may include towing a seismic source below or near the surface of a body of water. More than one “seismic cable” (“streamer”) can also be towed through the water by the same or a different vessel. Seismic cables are typically cables that include a plurality of sensors arranged thereon at spaced locations along the length of each cable. Some seismic surveys locate sensors on cables or nodes on the ocean floor in addition to, or instead of, seismic cables. Sensors can be configured to generate a signal that is related to a parameter being measured by the sensor. At selected times, the seismic source can be activated to generate, for example, seismic energy that travels downward through the water and into underground formations. Seismic energy that interacts with interfaces, usually at the boundaries between layers of underground formations, can be returned to the surface and detected by sensors in the seismic cables. The detected energy can be used to infer certain properties of underground formations, such as structure, mineral composition and fluid content, providing useful information in hydrocarbon recovery.

[0003] A maioria das fontes sísmicas empregadas atualmente no levantamento sísmico marinho são do tipo impulsivo, no qual são feitos esforços para gerar quanto mais energia possível durante um período de tempo tão curto quanto possível. Os mais comumente usados dessas fontes do tipo impulsivo são armas de ar que normalmente utilizam ar comprimido para gerar uma onda sonora. Outros exemplos de fontes do tipo impulsivas incluem explosivos e fontes de impulso de queda de peso. Outro tipo de fonte sísmica que pode ser utilizada no levantamento sísmico inclui os vibradores marinhos, incluindo fontes hidráulicas, vibradores eletromecânicos, vibradores marinhos elétricos e fontes que utilizam material piezelétrico ou magnetostrictivo.[0003] Most seismic sources currently employed in marine seismic surveying are of the impulsive type, in which efforts are made to generate as much energy as possible during as short a period of time as possible. The most commonly used of these impulsive type sources are air guns which typically use compressed air to generate a sound wave. Other examples of impulsive-type sources include explosives and weight-dropping impulse sources. Another type of seismic source that can be used in seismic surveying includes marine vibrators, including hydraulic sources, electromechanical vibrators, electrical marine vibrators, and sources that use piezoelectric or magnetostrictive material.

[0004] Os vibradores marinhos geram tipicamente vibrações atra vés de uma gama de frequências em um padrão conhecido como "varredura" ou "chirp". Por exemplo, uma varredura pode ser gerada em uma banda de frequência de cerca de 10 Hz a cerca de 100 Hz (ou outra banda de frequência adequada). O sinal pode então ser correlacionado no sensor para gerar um pulso que deve dar o mesmo resultado que o uso de uma fonte do tipo impulsivo. Os vibradores marinhos podem ser operados para um intervalo de saída (por exemplo, 5 segundos) seguido de um intervalo de escuta (por exemplo, 5 segundos). Se duas matrizes diferentes de vibradores marinhos forem operadas em diferentes bandas de frequência, cada matriz pode ser operada separadamente. Por exemplo, operando uma primeira matriz por um intervalo de saída seguido de um intervalo de escuta e depois operando a segunda matriz por um intervalo de saída seguido por um intervalo de escuta. Podem ocorrer problemas se os vibradores marinhos forem operados no inter-valo de escuta, pois pode ser difícil distinguir a energia sísmica recebida diretamente dos vibradores marinhos com energia sísmica dos vibradores marinhos que interagiu com as formações subterrâneas. Além disso, também podem ocorrer problemas se as duas matrizes diferentes forem operadas simultaneamente, pois pode ser difícil distinguir a energia sísmica das diferentes matrizes, bem como de diferentes vibradores marinhos dentro de cada matriz.[0004] Marine vibrators typically generate vibrations across a range of frequencies in a pattern known as a "sweep" or "chirp". For example, a sweep may be generated in a frequency band of about 10 Hz to about 100 Hz (or other suitable frequency band). The signal can then be correlated at the sensor to generate a pulse that should give the same result as using an impulsive type source. Marine vibrators can be operated for an output interval (e.g. 5 seconds) followed by a listen interval (e.g. 5 seconds). If two different marine vibrator arrays are operated in different frequency bands, each array can be operated separately. For example, operating a first array for an output interval followed by a listen interval and then operating the second array for an output interval followed by a listen interval. Problems may occur if marine vibrators are operated in the listening range, as it may be difficult to distinguish seismic energy received directly from marine vibrators with seismic energy from marine vibrators that has interacted with underground formations. Furthermore, problems can also occur if the two different arrays are operated simultaneously, as it can be difficult to distinguish the seismic energy from the different arrays as well as from different marine vibrators within each array.

BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0005] Estes desenhos ilustram certos aspectos de algumas das modalidades da presente invenção e não devem ser utilizados para limitar ou definir a invenção.[0005] These drawings illustrate certain aspects of some of the embodiments of the present invention and should not be used to limit or define the invention.

[0006] A figura 1 ilustra um exemplo de modalidade de um sistema de levantamento sísmico marinho usando um vibrador marinho.[0006] Figure 1 illustrates an example embodiment of a marine seismic survey system using a marine vibrator.

[0007] A figura 2 ilustra uma modalidade exemplar de uma matriz de vibradores marinhos sendo rebocados através de um corpo de água.[0007] Figure 2 illustrates an exemplary embodiment of an array of marine vibrators being towed through a body of water.

[0008] A figura 3 ilustra uma modalidade exemplar de um gerador de sinal do vibrador sísmico.[0008] Figure 3 illustrates an exemplary embodiment of a seismic vibrator signal generator.

[0009] A figura 4 ilustra um exemplo de modalidade de um disposi tivo de detecção de sinal acoplado a um receptor sísmico.[0009] Figure 4 illustrates an example embodiment of a signal detection device coupled to a seismic receiver.

[0010] A figura 5 ilustra um gráfico de uma sequência de códigos do tipo de comprimento máximo de autocorrelação.[0010] Figure 5 illustrates a graph of a sequence of codes of the maximum autocorrelation length type.

[0011] A figura 6 ilustra um gráfico de uma correlação cruzada para a sequência de códigos do tipo de comprimento máximo.[0011] Figure 6 illustrates a graph of a cross-correlation for the maximum length type code sequence.

[0012] A figura 7 ilustra um gráfico de um espectro de amplitude para uma sequência do tipo de comprimento máximo.[0012] Figure 7 illustrates a graph of an amplitude spectrum for a maximum length type sequence.

[0013] A figura 8 ilustra um gráfico de uma sequência de códigos do tipo de autocorrelação.[0013] Figure 8 illustrates a graph of a sequence of autocorrelation type codes.

[0014] A figura 9 ilustra um gráfico de uma sequência de códigos do tipo Gold de correlação cruzada.[0014] Figure 9 illustrates a graph of a sequence of cross-correlation Gold-type codes.

[0015] A figura 10 ilustra um gráfico de um espectro de amplitude para uma sequência de códigos do tipo Gold.[0015] Figure 10 illustrates a graph of an amplitude spectrum for a sequence of Gold-type codes.

[0016] A figura 11 ilustra um gráfico de uma sequência de códigos do tipo Kasami de autocorrelação.[0016] Figure 11 illustrates a graph of a sequence of autocorrelation Kasami-type codes.

[0017] A figura 12 ilustra um gráfico de uma sequência de códigos do tipo Kasami de correlação cruzada.[0017] Figure 12 illustrates a graph of a sequence of cross-correlation Kasami-type codes.

[0018] A figura 13 ilustra um gráfico de uma sequência de códigos do tipo Kasami de espectro de amplitude.[0018] Figure 13 illustrates a graph of a sequence of amplitude spectrum Kasami-type codes.

[0019] A figura 14 ilustra uma modalidade de exemplo de um circuito de feedback.[0019] Figure 14 illustrates an example embodiment of a feedback circuit.

DETAILED DESCRIPTION

[0020] Deve ser entendido que a presente invenção não está limi tada a dispositivos ou métodos particulares, o que pode, evidentemente, variar. Também deve ser entendido que a terminologia aqui utilizada é com a finalidade de descrever apenas as modalidades particulares, e não se destina a ser limitativa. Tal como aqui utilizado, as formas singulares "a", "um/a" e "a/o" incluem referentes singulares e plurais, a menos que o conteúdo dite claramente o contrário. Além disso, as palavras "pode" e "deve" são usadas ao longo deste pedido em um sentido permissivo (isto é, tendo o potencial de ser capaz de), não em um sentido obrigatório (isto é, deve). O termo "inclui" e suas derivações significam "incluindo, mas não limitado a". O termo "acoplado" significa direta ou indiretamente conectado.[0020] It should be understood that the present invention is not limited to particular devices or methods, which may, of course, vary. It should also be understood that the terminology used herein is for the purpose of describing particular embodiments only, and is not intended to be limiting. As used herein, the singular forms "a", "a/a" and "a/o" include singular and plural referents unless the content clearly dictates otherwise. Furthermore, the words "may" and "shall" are used throughout this order in a permissive sense (i.e., having the potential to be able to), not in a mandatory sense (i.e., must). The term "includes" and its derivations mean "including, but not limited to." The term "coupled" means directly or indirectly connected.

[0021] As modalidades podem ser direcionadas a vibradores mari nhos e métodos associados. Pelo menos uma modalidade pode ser di-recionada a um vibrador marinho que utiliza as sequências de códigos compostos adequadamente selecionadas. Vantajosamente, o uso dessas sequências de códigos compostos pode permitir a geração de sinais sísmicos que se aproximam do ruído de fundo nas estatísticas espectrais. Exemplos de algumas sequências de código úteis que podem ser usadas para os vibradores marinhos podem incluir, mas não estão limitados a sequências de código de comprimento máximo, sequências de códigos do tipo Gold ou sequências de códigos do tipo Kasami. Ao usar sequências de códigos compostos adequadamente selecionados, os vi-bradores marinhos podem ser operados continuamente sem a necessidade de tempo de escuta. Por exemplo, os vibradores marinhos podem ser operados com substancialmente nenhum tempo de escuta, por exemplo, menos de 0,5 segundos, menos de 0,1 segundos ou mesmo menos. Além disso, dois ou mais vibradores marinhos, ou duas ou mais matrizes de vibradores marinhos, podem ser operados simultaneamente usando diferentes sequências de código que são únicas para cada vibrador marinho ou conjunto de vibradores marinhos.[0021] Embodiments may be directed to marine vibrators and associated methods. At least one embodiment may be directed to a marine vibrator that utilizes suitably selected composite code sequences. Advantageously, the use of these composite code sequences can allow the generation of seismic signals that approximate background noise in spectral statistics. Examples of some useful code sequences that can be used for marine vibrators may include, but are not limited to, maximum length code sequences, Gold-type code sequences, or Kasami-type code sequences. By using appropriately selected composite code sequences, marine vibrators can be operated continuously without the need for listening time. For example, marine vibrators can be operated with substantially no listening time, e.g., less than 0.5 seconds, less than 0.1 seconds, or even less. Additionally, two or more marine vibrators, or two or more marine vibrator arrays, can be operated simultaneously using different code sequences that are unique to each marine vibrator or set of marine vibrators.

[0022] Não é apenas os possíveis benefícios ambientais do uso de vibradores marinhos que tornam desejável a adaptação de vibradores marinhos para uso em levantamento sísmico marinho. Ao ter um vibrador marinho que pode gerar tipos arbitrários de sinais, pode haver um benefício substancial ao uso de sinais de energia sísmica que sejam mais "inteligentes" do que as varreduras convencionais. Esse vibrador marinho seria capaz de gerar sinais com mais características do ruído de fundo e, portanto, ser mais imune à interferência do ruído e ao mesmo tempo reduzir seu impacto ambiental. A geração de sinais arbitrários na banda de frequência sísmica pode incluir a utilização de uma fonte que tenha uma alta eficiência para tornar o vibrador marinho controlável dentro de toda a banda de frequência sísmica de interesse. Combinando vários vibradores marinhos, que são controláveis individualmente, com esquemas de sinal mais sofisticados, tais como as se-quências de códigos compostos, pode possibilitar a geração de sinais sísmicos provenientes de vários vibradores marinhos discretos ao mesmo tempo que tem uma correlação cruzada muito baixa, tornando assim possível aumentar a eficiência de aquisição de dados sísmicos. Os vibradores marinhos conhecidos na técnica tipicamente têm uma frequência de ressonância que é superior ao limite superior das frequências sísmicas comuns de interesse. Isso significa que a eficiência energética do vibrador pode ser muito baixa, principalmente em baixas frequências, mas geralmente em toda a banda de frequência sísmica, e esses vibradores podem ser difíceis de controlar em relação ao tipo de sinal e ao conteúdo de frequência. Os vibradores marinhos convencionais podem estar sujeitos a uma forte distorção harmônica, o que pode limitar o uso de sinais mais complexos.[0022] It is not only the possible environmental benefits of using marine vibrators that make the adaptation of marine vibrators for use in marine seismic surveying desirable. By having a marine vibrator that can generate arbitrary types of signals, there can be a substantial benefit to using seismic energy signals that are "smarter" than conventional scans. This marine vibrator would be able to generate signals with more characteristics of background noise and therefore be more immune to noise interference and at the same time reduce its environmental impact. Generating arbitrary signals in the seismic frequency band may include using a source that has a high efficiency to make the marine vibrator controllable within the entire seismic frequency band of interest. Combining multiple marine vibrators, which are individually controllable, with more sophisticated signal schemes, such as composite code sequences, can make it possible to generate seismic signals from multiple discrete marine vibrators while having very low cross-correlation. , thus making it possible to increase the efficiency of seismic data acquisition. Marine vibrators known in the art typically have a resonance frequency that is greater than the upper limit of common seismic frequencies of interest. This means that vibrator energy efficiency can be very low, particularly at low frequencies but generally across the entire seismic frequency band, and these vibrators can be difficult to control with respect to signal type and frequency content. Conventional marine vibrators can be subject to strong harmonic distortion, which can limit the use of more complex signals.

[0023] Um método de levantamento sísmico pode compreender operar uma pluralidade de vibradores marinhos. Pelo menos um dos vibradores marinhos pode circular repetidamente através de uma pluralidade de sequências de códigos compostos que são únicas para pelo menos um dos vibradores marinhos. Em pelo menos uma modalidade, a pluralidade de códigos compostos pode compreender um par de sequências de códigos compostos que são únicas para pelo menos um dos vibradores marinhos, de modo que o pelo menos um dos vibradores marinhos alterna entre o par de sequências de códigos compostos. Em pelo menos uma modalidade, dois ou mais dos vibradores marinhos operam simultaneamente durante pelo menos um intervalo de saída. O método pode ainda compreender a detecção de energia sísmica com um ou mais sensores sísmicos depois que a energia sísmica tiver interagido com as formações subterrâneas. A energia sísmica pode ser emitida a partir dos vibradores marinhos, onde a detecção ocorre ao operar a pluralidade de vibradores marinhos.[0023] A seismic survey method may comprise operating a plurality of marine vibrators. At least one of the marine vibrators may repeatedly cycle through a plurality of compound code sequences that are unique to at least one of the marine vibrators. In at least one embodiment, the plurality of composite codes may comprise a pair of composite code sequences that are unique to at least one of the marine vibrators, such that the at least one of the marine vibrators alternates between the pair of composite code sequences. . In at least one embodiment, two or more of the marine vibrators operate simultaneously during at least one output interval. The method may further comprise detecting seismic energy with one or more seismic sensors after the seismic energy has interacted with underground formations. Seismic energy can be emitted from marine vibrators, where detection occurs by operating the plurality of marine vibrators.

[0024] Um método de fabricação de um produto de dados geofísi cos pode incluir rebocar uma pluralidade de vibradores marinhos em um corpo de água e operar a pluralidade de vibradores marinhos em uma banda de frequência de cerca de 1 Hz a cerca de 300 Hz. Pelo menos um dos vibradores marinhos pode circular repetidamente através de uma pluralidade de sequências de códigos compostos que são únicas para pelo menos um dos vibradores marinhos. Em pelo menos uma modalidade, a pluralidade de códigos compostos pode compreender um par de sequências de códigos compostos que são únicas para pelo menos um dos vibradores marinhos, de modo que o pelo menos um dos vibradores marinhos alterna entre o par de sequências de códigos compostos. Em pelo menos uma modalidade, dois ou mais dos vibradores marinhos operam simultaneamente durante pelo menos um intervalo de saída, em que dois ou mais dos vibradores marinhos operam simultaneamente durante pelo menos um intervalo de saída. O método de fabricação de um produto de dados geofísicos pode ainda compreender a detecção de energia sísmica com um ou mais sensores sísmicos após a energia sísmica ter interagido com formações subterrâneas. A energia sísmica pode ser emitida pelos vibradores marinhos, em que a detecção ocorre ao operar a pluralidade de vibradores marinhos. Além disso, o método pode compreender a gravação da energia sísmica detectada em um ou mais meios não transitórios legíveis por computador, tangíveis que podem criar um produto de dados geofísicos.[0024] A method of manufacturing a geophysical data product may include towing a plurality of marine vibrators in a body of water and operating the plurality of marine vibrators in a frequency band of about 1 Hz to about 300 Hz. At least one of the marine vibrators may repeatedly cycle through a plurality of compound code sequences that are unique to at least one of the marine vibrators. In at least one embodiment, the plurality of composite codes may comprise a pair of composite code sequences that are unique to at least one of the marine vibrators, such that the at least one of the marine vibrators alternates between the pair of composite code sequences. . In at least one embodiment, two or more of the marine vibrators operate simultaneously during at least one output interval, wherein two or more of the marine vibrators operate simultaneously during at least one output interval. The method of manufacturing a geophysical data product may further comprise detecting seismic energy with one or more seismic sensors after the seismic energy has interacted with underground formations. Seismic energy can be emitted by marine vibrators, where detection occurs by operating the plurality of marine vibrators. Furthermore, the method may comprise recording the detected seismic energy into one or more tangible, computer-readable, non-transitory media that may create a geophysical data product.

[0025] Um sistema para levantamento sísmico pode incluir uma plu ralidade de vibradores marinhos, em que pelo menos um dos vibradores marinhos é operável para emitir sequências de códigos compostos que são únicas. O sistema pode ainda incluir um gerador de sinal operável para gerar as sequências de códigos compostos que são únicas e um sistema de controle operável para acionar os vibradores marinhos simultaneamente durante pelo menos um intervalo de saída e medir os dados sísmicos dos vibradores marinhos.[0025] A system for seismic surveying may include a plurality of marine vibrators, wherein at least one of the marine vibrators is operable to emit composite code sequences that are unique. The system may further include a signal generator operable to generate the composite code sequences that are unique and a control system operable to drive the marine vibrators simultaneously during at least one output interval and measure seismic data from the marine vibrators.

[0026] A figura 1 ilustra um sistema de levantamento sísmico mari nho 2 de acordo com as modalidades de exemplo. O sistema de levantamento sísmico marinho 2 pode incluir um navio de levantamento 4 que se move ao longo da superfície de um corpo de água 6, tal como um lago ou oceano. O navio de levantamento 4 pode incluir sobre o mesmo o equipamento, mostrado geralmente em 8 e coletivamente referido aqui como um "sistema de controle". O sistema de controle 8 pode incluir dispositivos (nenhum mostrado separadamente) para acionar os vibradores marinhos 10 em tempos selecionados. O sistema de controle 8 também pode incluir dispositivos (nenhum mostrado separadamente) para detectar e fazer um registro indexado no tempo de sinais gerados por cada um dos sensores sísmicos (explicado mais adiante) e / ou para determinar a posição geodésica do navio de levantamento 4 e os vários sensores sísmicos. O sistema de controle 8 pode estar localizado em um local, por exemplo, no navio de levantamento 4, tal como mostrado na figura 1, ou pode estar em um ou mais locais no sistema de levantamento sísmico marinho 2. Por exemplo, o sistema de controle 8 pode incluir um ou mais processadores (não mostrados).[0026] Figure 1 illustrates a marine seismic survey system 2 according to example embodiments. The marine seismic survey system 2 may include a survey vessel 4 that moves along the surface of a body of water 6, such as a lake or ocean. The lifting vessel 4 may include thereon the equipment generally shown at 8 and collectively referred to herein as a "control system". The control system 8 may include devices (none shown separately) for actuating the marine vibrators 10 at selected times. The control system 8 may also include devices (none shown separately) for detecting and making a time-indexed recording of signals generated by each of the seismic sensors (explained later) and/or for determining the geodetic position of the survey vessel 4 and the various seismic sensors. The control system 8 may be located at one location, for example, on the survey vessel 4, such as shown in Figure 1, or may be at one or more locations on the marine seismic survey system 2. For example, the control system 8 control 8 may include one or more processors (not shown).

[0027] Conforme ilustrado, o navio de levantamento 4 pode rebocar os cabos sísmicos de sensor 12. Os cabos sísmicos de sensor 12 podem ser rebocados em um padrão selecionado no corpo de água 6 pelo navio de levantamento 4 ou um navio diferente. Conforme ilustrado, os cabos símicos de sensor 12 podem estar lateralmente espaçados atrás do navio de levantamento 4. "Lateral" ou "lateralmente", no contexto atual, significa transversalmente à direção do movimento do navio de levantamento 4. Os cabos sísmicos de sensor 12 podem ser formados, por exemplo, acoplando uma pluralidade de segmentos do cabo sísmico (nenhum mostrado separadamente). Os cabos sísmicos de sensor 12 podem ser mantidos no padrão selecionado pelo equipamento de reboque 16, tal como paravanes ou portas que provêm força lateral para espalhar os cabos sísmiscos de sensor 12 para posições laterais selecionadas em relação ao navio de levantamento 4. Os cabos sísmiscos de sensor 12 podem ter um comprimento, por exemplo, em uma gama de cerca de 2.000 metros a cerca de 12.000 metros ou mais. As configurações dos cabos sísmiscos de sensores 12 na figura 1 são providas para ilustrar uma modalidade de exemplo e não se destina a limitar a presente invenção. Deve-se notar que, enquanto o presente exemplo, mostra quatro dos cabos sísmiscos de sensor 12, a presente descrição é aplicável a qualquer número de cabos sísmicos de sensor 12 rebocados pelo navio de levantamento 4 ou qualquer outro navio. Por exemplo, em algumas modalidades, mais ou menos do que quatro dos cabos sísmicos de sensor 12 podem ser rebocados pelo navio de levantamento 4 e os cabos sísmicos de sensor 12 podem estar espaçados lateralmente, verticalmente ou ambas lateralmente e verticalmente.[0027] As illustrated, the survey vessel 4 may tow the seismic sensor cables 12. The seismic sensor cables 12 may be towed in a selected pattern in the water body 6 by the survey vessel 4 or a different vessel. As illustrated, the seismic sensor cables 12 may be laterally spaced behind the survey vessel 4. "Lateral" or "laterally" in the present context means transversely to the direction of movement of the survey vessel 4. The seismic sensor cables 12 may be formed, for example, by coupling a plurality of seismic cable segments (none shown separately). The seismic sensor cables 12 may be maintained in the selected pattern by towing equipment 16, such as paravans or doors that provide lateral force to spread the seismic sensor cables 12 to selected lateral positions relative to the survey vessel 4. The seismic sensor cables Sensor sensor 12 may have a length, for example, in a range of about 2,000 meters to about 12,000 meters or more. The configurations of seismic sensor cables 12 in Figure 1 are provided to illustrate an example embodiment and are not intended to limit the present invention. It should be noted that, while the present example shows four of the seismic sensor cables 12, the present description is applicable to any number of seismic sensor cables 12 towed by the survey vessel 4 or any other vessel. For example, in some embodiments, more or less than four of the seismic sensor cables 12 may be towed by the survey vessel 4 and the seismic sensor cables 12 may be spaced laterally, vertically, or both laterally and vertically.

[0028] Os cabos sísmiscos de sensores 12 podem incluir sensores sísmicos 14 nelas localizadas em locais espaçados. Os sensores sísmicos 14 podem ser qualquer tipo de sensores sísmicos conhecidos na técnica, incluindo hidrofones, geofones, sensores de velocidade de partículas, sensores de deslocamento de partículas, sensores de aceleração de partículas ou sensores de gradiente de pressão, por exemplo. A título de exemplo, os sensores sísmicos 14 podem gerar sinais de resposta, tais como sinais elétricos ou óticos, em resposta à detecção de energia sísmica emitida a partir de vibradores marinhos 10 depois que a energia tiver interagido com as formações (não mostradas) abaixo do fundo da água. Os sinais gerados por sensores sísmicos 14 podem ser comunicados ao sistema de controle 8. Embora não ilustrados, os sensores sísmicos 14 podem, alternativamente, estar dispostos em cabos de fundo do oceano ou nós de aquisição subterrânea, além de, ou no lugar de cabos sísmicos de sensores 12.[0028] The seismic sensor cables 12 may include seismic sensors 14 located therein at spaced locations. The seismic sensors 14 may be any type of seismic sensors known in the art, including hydrophones, geophones, particle velocity sensors, particle displacement sensors, particle acceleration sensors, or pressure gradient sensors, for example. By way of example, seismic sensors 14 may generate response signals, such as electrical or optical signals, in response to sensing seismic energy emitted from marine vibrators 10 after the energy has interacted with formations (not shown) below from the bottom of the water. Signals generated by seismic sensors 14 may be communicated to control system 8. Although not illustrated, seismic sensors 14 may alternatively be disposed in ocean floor cables or underground acquisition nodes in addition to, or in place of, cables. seismic sensors 12.

[0029] Como ilustrado na figura 1, o navio de levantamento 4 ou um navio diferente pode rebocar os vibradores marinhos 10. Embora apenas um único navio de levantamento 4 seja mostrado, deve-se entender que os vibradores marinhos podem ser rebocados por diferentes navios, por exemplo, conforme desejado para uma aplicação específica. O sistema de gravação 8 pode ser operável para acionar vibradores marinhos 10 simultaneamente durante pelo menos um intervalo de saída e medir dados sísmicos dos vibradores marinhos 10 que são detectados por sensores sísmicos 14. Também deve-se notar que os vibradores marinhos 10 podem ser operados independentemente do sistema de controle 8. Os vibradores marinhos 10 podem ser operados em qualquer banda de frequência adequada, por exemplo, de cerca de 1 Hertz ("Hz") a cerca de 300 Hz. Um cabo de fonte 18 pode acoplar os vibradores marinhos 10 ao navio de levantamento 4. O cabo de fonte 18 pode assumir forças de arrasto e também pode incluir condutores elétricos (não mostrados separadamente) para transferir corrente elétrica do sistema de controle 8 no navio de levantamento 4 para vibradores marinhos 10. O cabo de fonte 18 também pode incluir cabos de sinal ou fibras para transmitir sinais para e / ou de vibradores marinhos 10 para o sistema de controle 8. O cabo de fonte 18 também pode incluir elementos de força (não mostrados separadamente) para transmitir a força de reboque do navio de levantamento 4 para vibradores marinhos 10. O cabo de fonte 18 também pode conter condutores para transmissão de ar para os vibradores marinhos 10 para compensação de pressão, por exemplo. O cabo de fonte 18 pode ter um comprimento de cerca de 200 metros a cerca de 2.000 metros ou mais, por exemplo. Em algumas modalidades, o cabo de fonte 18 pode ter cerca de 900 metros de comprimento e ter um diâmetro externo de cerca de 65 milímetros. Em algumas modalidades, o cabo de fonte 18 pode ser relativamente paralelo à superfície do corpo de água 6, enquanto que em outras modalidades, o cabo de fonte 18 pode utilizar mecanismos de controle de profundidade, por exemplo, para localizar mais do que um dos vibradores marinhos 10 em uma pluralidade de diferentes profundidades.[0029] As illustrated in figure 1, the lifting vessel 4 or a different vessel may tow the marine vibrators 10. Although only a single lifting vessel 4 is shown, it should be understood that the marine vibrators may be towed by different vessels , for example, as desired for a specific application. The recording system 8 may be operable to drive marine vibrators 10 simultaneously during at least one output interval and measure seismic data from the marine vibrators 10 that are detected by seismic sensors 14. It should also be noted that the marine vibrators 10 may be operated independently of the control system 8. The marine vibrators 10 may be operated in any suitable frequency band, e.g., from about 1 Hertz ("Hz") to about 300 Hz. A source cable 18 may couple the marine vibrators 10 to the survey vessel 4. The source cable 18 may assume drag forces and may also include electrical conductors (not shown separately) to transfer electrical current from the control system 8 on the survey vessel 4 to marine vibrators 10. Source cable 18 may also include signal cables or fibers for transmitting signals to and/or from marine vibrators 10 to control system 8. Source cable 18 may also include power elements (not shown separately) for transmitting towing force. from the lifting vessel 4 to marine vibrators 10. The source cable 18 may also contain conductors for transmitting air to the marine vibrators 10 for pressure compensation, for example. The source cable 18 may have a length of about 200 meters to about 2,000 meters or more, for example. In some embodiments, the source cable 18 may be about 900 meters long and have an outer diameter of about 65 millimeters. In some embodiments, the source cable 18 may be relatively parallel to the surface of the water body 6, while in other embodiments, the source cable 18 may utilize depth control mechanisms, for example, to locate more than one of the 10 marine vibrators at a plurality of different depths.

[0030] Ao contrário das fontes do tipo impulsivo que transmitem energia durante um período de tempo muito limitado, os vibradores marinhos 10 podem ter um impacto ambiental reduzido devido à distribuição de energia ao longo do tempo. Em particular, os vibradores marinhos 10 podem ter uma amplitude de pico reduzida do sinal sísmico transmitido durante um levantamento sísmico com pouca ou nenhuma redução na qualidade dos dados. Por exemplo, usando vibradores marinhos 10 com, por exemplo, uma varredura de cinco segundos, em vez de uma fonte do tipo impulsivo, tal como uma pistola de ar, as amplitudes de pico podem ser reduzidas em até 30 dB ou mesmo mais. Se as sequências de fontes de pseudorruído forem usadas para não apenas espalhar a energia ao longo do tempo, mas também a frequência ao longo do tempo, as amplitudes de pico podem ser reduzidas em mais 20 dB ou mesmo mais. Em algumas modalidades, as amplitudes de pico podem estar na gama de cerca de 10 dB a cerca de 40 dB.[0030] Unlike impulsive-type sources that transmit energy over a very limited period of time, marine vibrators 10 can have a reduced environmental impact due to the distribution of energy over time. In particular, marine vibrators 10 can have a reduced peak amplitude of the seismic signal transmitted during a seismic survey with little or no reduction in data quality. For example, using marine vibrators 10 with, for example, a five second sweep, rather than an impulsive type source such as an air gun, peak amplitudes can be reduced by up to 30 dB or even more. If sequences of pseudonoise sources are used to not only spread the energy over time but also the frequency over time, peak amplitudes can be reduced by another 20 dB or even more. In some embodiments, peak amplitudes may be in the range of about 10 dB to about 40 dB.

[0031] Com referência agora à figura 2, uma matriz 20 de um ou mais vibradores marinhos de baixa frequência 22 e um ou mais vibradores marinhos de alta frequência 24 são ilustrados de acordo com as modalidades de exemplos. A figura 2 ilustra a matriz 20 rebocada através do corpo de água 6. A matriz 20 pode ser utilizada com um sistema de levantamento sísmico marinho (por exemplo, sistema de levantamento sísmico marinho 2 na figura 1), por exemplo, o vibrador marinho 10 na figura 1 pode compreender o um ou mais vibradores marinhos de baixa frequência 22 e / ou um ou mais vibradores marinhos de alta frequência 24. A matriz 20 de vibradores marinhos de baixa frequência 22 e vibradores marinhos de alta frequência 24 pode ser utilizada, por exemplo, para gerar uma saída acústica desejada. O ruído de correlação pode ser tão baixo quanto baixo for os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem usar diferentes frequências. Em algumas modalidades, dois ou mais dos vibradores sísmicos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem ser utilizados simultaneamente ou mesmo contemporaneamente. Como seria entendido por um versado na técnica com o benefício desta invenção, a energia emitida da matriz 20 apareceria nas formações abaixo do fundo da água como se ele emanasse de uma fonte pontual quando as dimensões da matriz 20 estão ligadas na ordem de, por exemplo, 30 metros ou menos. Os um ou mais vibradores marinhos de baixa frequência 22 podem ser operados como uma matriz (submatriz) enquanto que um ou mais vibradores marinhos de alta frequência 24 podem ser operados como uma disposição separada. Os um ou mais vibradores marinhos de baixa frequência 22 podem funcionar, por exemplo, em uma banda de frequência de cerca de 5 Hz a cerca de 25 Hz e um ou mais vibradores de alta frequência 24 podem funcionar, por exemplo, em uma banda de frequência de cerca de 25 Hz a cerca de 100 Hz. Em algumas modalidades, um ou mais dos vibradores marinhos de baixa frequência 22 e um ou mais dos vibradores marinhos de alta frequência 24 podem ter duas frequências de ressonância. Além disso, um ou mais dos vibradores marinhos de baixa frequência 22 podem operar em duas ou mais oitavas inferiores ao um ou mais dos vibradores marinhos de alta frequência 24. As modalidades podem incluir a utilização de uma varredura não linear para aumentar a produção de bandas de frequência particulares, ou o número de vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem ser aumentados de modo a evitar as faixas de frequências em que o espectro de amplitude está abaixo de um valor especificado. Nos exemplos, a banda de frequência pode ser dividida entre duas ou mais fontes. Cada fonte pode compreender ainda diferentes bandas de frequência, que podem variar entre cerca de 1 Hz e cerca de 200 Hz.[0031] Referring now to Figure 2, an array 20 of one or more low-frequency marine vibrators 22 and one or more high-frequency marine vibrators 24 are illustrated in accordance with exemplary embodiments. Figure 2 illustrates the array 20 towed through the body of water 6. The array 20 can be used with a marine seismic survey system (e.g., marine seismic survey system 2 in Figure 1), e.g., the marine vibrator 10 in figure 1 may comprise the one or more low-frequency marine vibrators 22 and/or one or more high-frequency marine vibrators 24. The array 20 of low-frequency marine vibrators 22 and high-frequency marine vibrators 24 may be used, e.g. example, to generate a desired acoustic output. Correlation noise can be as low as low frequency marine vibrators 22 and high frequency marine vibrators 24 can use different frequencies. In some embodiments, two or more of the low-frequency seismic vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 may be used simultaneously or even contemporaneously. As would be understood by one skilled in the art with the benefit of this invention, the energy emitted from the array 20 would appear in formations beneath the bottom of the water as if it emanated from a point source when the dimensions of the array 20 are linked in the order of, e.g. , 30 meters or less. The one or more low-frequency marine vibrators 22 may be operated as a matrix (subarray) while the one or more high-frequency marine vibrators 24 may be operated as a separate array. The one or more low-frequency marine vibrators 22 may operate, for example, in a frequency band of about 5 Hz to about 25 Hz and the one or more high-frequency vibrators 24 may operate, for example, in a band of frequency of about 25 Hz to about 100 Hz. In some embodiments, one or more of the low-frequency marine vibrators 22 and one or more of the high-frequency marine vibrators 24 may have two resonant frequencies. Additionally, one or more of the low-frequency marine vibrators 22 may operate at two or more lower octaves than the one or more of the high-frequency marine vibrators 24. Embodiments may include utilizing a nonlinear sweep to increase band production. particular frequencies, or the number of low-frequency marine vibrators 22 and high-frequency marine vibrators 24 may be increased so as to avoid frequency bands in which the amplitude spectrum is below a specified value. In the examples, the frequency band may be divided between two or more sources. Each source may further comprise different frequency bands, which may vary between about 1 Hz and about 200 Hz.

[0032] Os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e / ou os vi bradores marinhos de alta frequência 24 podem operar e funcionar em conjunto como pares únicos e / ou individualmente como fontes separadas. Nas modalidades, os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem circular repetidamente através de sequências de códigos compostos. Em algumas modalidades, os códigos compostos para os vibradores marinhos de baixa frequência 22 podem ser únicos provenientes dos vibradores marinhos de alta frequência 24. Em algumas modalidades, as sequências de códigos compostos podem compreender um par de sequências de códigos compostos que são únicas. Em algumas modalidades, cada um dos vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 na matriz 20 pode alternar entre um par de códigos compostos que são únicos para aquele vibrador marinho particular. As sequências de códigos compostos adequadas podem incluir, mas não estão limitadas a sequências de código de comprimento máximo, sequências de código do tipo Gold e / ou sequências de código do tipo Kasami. Na matriz 20, os vibradores marinhos de baixa frequên-cia 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem estar dispostos a uma pequena distância um do outro para serem considerados uma fonte pontual. Além disso, os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem operar com diferentes pares de sequências de códigos compostos, o que pode permitir que um operador adicione maior espaço entre os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24.[0032] The low frequency marine vibrators 22 and/or the high frequency marine vibrators 24 may operate and function together as single pairs and/or individually as separate sources. In embodiments, the low-frequency marine vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 may repeatedly cycle through composite code sequences. In some embodiments, the composite codes for the low-frequency marine vibrators 22 may be unique from the high-frequency marine vibrators 24. In some embodiments, the composite code sequences may comprise a pair of composite code sequences that are unique. In some embodiments, each of the low-frequency marine vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 in array 20 may switch between a pair of composite codes that are unique to that particular marine vibrator. Suitable composite code sequences may include, but are not limited to, maximum length code sequences, Gold-type code sequences, and/or Kasami-type code sequences. In the array 20, the low-frequency marine vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 may be arranged at a small distance from each other to be considered a point source. Additionally, the low frequency marine vibrators 22 and the high frequency marine vibrators 24 may operate with different pairs of compound code sequences, which may allow an operator to add greater space between the low frequency marine vibrators 22 and the marine vibrators 22. high frequency marine 24.

[0033] Ao utilizar o sistema mostrado na figura 1, pode ser vanta joso utilizar mais do que um dos vibradores marinhos 10 substancialmente simultaneamente ou mesmo contemporaneamente para aumentar a eficiência com a qual podem ser obtidos sinais sísmicos relacionados com as formações subterrâneas (abaixo do fundo da água). Os sinais sísmicos detectados por cada um dos sensores sísmicos 14 em tais circunstâncias podem resultar na detecção de energia sísmica que resulta de um dos vibradores marinhos individuais 10 em operação no momento da gravação do sinal. Os vibradores marinhos operacionais 10, ao mesmo tempo, podem incluir a condução de cada um dos vibradores marinhos 10 com sequência de códigos compostos que pode estar substancialmente não correlacionada com o sinal usado para acionar cada um dos outros vibradores marinhos 10. Ao usar esses sinais do condutor para operar cada um dos vibradores marinhos 10 pode ser possível determinar essa parte dos sinais sísmicos detectados que se originaram em cada um dos vibradores marinhos 10.[0033] When using the system shown in Figure 1, it may be advantageous to use more than one of the marine vibrators 10 substantially simultaneously or even contemporaneously to increase the efficiency with which seismic signals related to underground formations (below the bottom of the water). The seismic signals detected by each of the seismic sensors 14 in such circumstances may result in the detection of seismic energy resulting from one of the individual marine vibrators 10 in operation at the time of recording the signal. The operating marine vibrators 10, at the same time, may include driving each of the marine vibrators 10 with compound code sequence that may be substantially uncorrelated with the signal used to drive each of the other marine vibrators 10. When using these signals of the conductor to operate each of the marine vibrators 10 it may be possible to determine that portion of the detected seismic signals that originated from each of the marine vibrators 10.

[0034] Um tipo de sinal do condutor para operar o vibrador marinho 10 em alguns exemplos é conhecido como um sinal de "espalhamento espectral por sequência direta". A geração de sinal de espalhamento espectral por sequência direta ("DSSS") utiliza um sinal modulado, codificado com uma frequência de "chip" selecionada para determinar o conteúdo de frequência (largura de banda) do sinal transmitido. Um "chip" significa um bit em forma de pulso do sinal codificado por sequência direta. Os sinais de espalhamento espectral por sequência direta também podem ser configurados por seleção apropriada da frequência de chip e a forma de onda de um sinal de banda base de modo que o sinal DSSS resultante tenha características espectrais semelhantes ao ruído de fundo. O que segue pode tornar os sinais DSSS particularmente adequados para uso em áreas ambientalmente sensíveis.[0034] One type of driver signal for operating the marine vibrator 10 in some examples is known as a "direct sequence spread spectrum" signal. Direct sequence spread spectrum ("DSSS") signal generation utilizes a modulated signal, encoded with a selected "chip" frequency to determine the frequency content (bandwidth) of the transmitted signal. A "chip" means a pulse-shaped bit of the direct sequence encoded signal. Direct sequence spread spectrum signals can also be configured by appropriately selecting the chip frequency and waveform of a baseband signal so that the resulting DSSS signal has spectral characteristics similar to the background noise. The following may make DSSS signals particularly suitable for use in environmentally sensitive areas.

[0035] Um exemplo de implementação de um gerador de sinal para criar tipos particulares de sinais vibradores é ilustrado esquematicamente na figura 3. Um oscilador local 30 gera um sinal de suporte de banda base. Em um exemplo, o sinal portador de banda base pode ser um pulso de duração selecionado de corrente direta ou corrente direta contínua. Em outros exemplos, o sinal de banda base pode ser uma varredura ou chirp como usado no levantamento sísmico convencional de fonte vibradora, por exemplo, atravessando uma banda de frequência de cerca de 1 Hz a cerca de 300 Hz (ou de cerca de 10 Hz a cerca de 150 Hz). Um gerador de número pseudoaleatório ("PRN") 32 (ou gerador de código) gera uma sequência de números +1 e -1 de acordo com determinados tipos de esquemas de codificação, descritos abaixo. A saída do gerador PRN 32 e a saída do oscilador local 30 podem ser misturadas em um modulador 34. A saída do modulador 34 pode ser conduzida para um amplificador de potência 36, cuja saída, em última instância, opera um dos vibradores marinhos 10. Uma configuração semelhante pode ser usada para operar cada um de uma pluralidade de vibradores marinhos 10 como mostrado na figura 1.[0035] An example implementation of a signal generator to create particular types of vibrating signals is illustrated schematically in Figure 3. A local oscillator 30 generates a baseband support signal. In one example, the baseband carrier signal may be a selected duration pulse of direct current or direct current. In other examples, the baseband signal may be a sweep or chirp as used in conventional vibrating source seismic survey, for example, traversing a frequency band from about 1 Hz to about 300 Hz (or from about 10 Hz at around 150 Hz). A pseudorandom number generator ("PRN") 32 (or code generator) generates a sequence of numbers +1 and -1 according to certain types of coding schemes, described below. The output of the PRN generator 32 and the output of the local oscillator 30 may be mixed in a modulator 34. The output of the modulator 34 may be driven to a power amplifier 36, the output of which ultimately operates one of the marine vibrators 10. A similar configuration can be used to operate each of a plurality of marine vibrators 10 as shown in Figure 1.

[0036] Os sinais gerados pelo dispositivo mostrado na figura 3 po dem ser detectados usando um dispositivo como mostrado na figura 4. Cada um dos sensores sísmicos 14 pode ser acoplado a um pré-amplificador 38, quer diretamente, quer através de um multiplexador adequado (não mostrado). A saída do pré-amplificador 38 pode ser digitalizada em um conversor analógico para digital ("ADC") 40. O modulador 42 mistura a saída de sinal do ADC 40 com o código idêntico produzido pelo gerador PRN 32.[0036] The signals generated by the device shown in figure 3 can be detected using a device as shown in figure 4. Each of the seismic sensors 14 can be coupled to a preamplifier 38, either directly or through a suitable multiplexer (not shown). The output of the preamplifier 38 may be digitized in an analog-to-digital converter ("ADC") 40. The modulator 42 mixes the signal output of the ADC 40 with the identical code produced by the PRN generator 32.

[0037] A explicação teórica da geração e detecção de sinal DSSS pode ser entendida como se segue. O sinal DSSS, representado por ui, pode ser gerado usando uma "sequência de código" espectral, representada por ci e gerada, por exemplo, pelo gerador PRN 32, para modular uma portadora em banda base. Uma portadora em banda base pode ser gerada, por exemplo, pelo oscilador local 30. A portadora em banda base possui uma forma de onda representada por Φ (t). A sequência de código tem elementos individuais cij (chamados de "chips"), cada um dos quais tem o valor +1 ou -1 quando 0 ^ j < N e 0 para todos os outros valores de j. Se for utilizado um gerador PRN 32 adequadamente programado, o código pode repetir-se após um número selecionado de chips. N é o comprimento (o número de chips) do código antes da repetição ocorrer. A portadora em banda base pode ser preferencialmente centrada no tempo em t = 0 e sua amplitude pode ser normalizada de modo que, no tempo zero, a amplitude da portadora em banda base pode ser igual à unidade, ou (^ (0) = 1). O tempo de ocorrência de cada chip i dentro do código composto pode ser representado por Tc. O sinal usado para conduzir cada vibrador marinho 10 pode assim ser definido pela expressão: A forma de onda ui (t) é determinística, de modo que sua função de autocorrelação é definida pela expressão: onde τ é o atraso de tempo entre os sinais correlacionados. A função de autocorrelação periódica discreta para a = aj é definida por Usando a Eq. 2 pode ser possível determinar a correlação cruzada entre dois sinais diferentes pela expressão: A função discreta de correlação cruzada periódica para a = aj e b = bj, é definida pela expressão: [0037] The theoretical explanation of DSSS signal generation and detection can be understood as follows. The DSSS signal, represented by ui, can be generated using a spectral "code sequence", represented by ci and generated, for example, by PRN generator 32, to modulate a baseband carrier. A baseband carrier may be generated, for example, by local oscillator 30. The baseband carrier has a waveform represented by Φ (t). The code sequence has individual cij elements (called "chips"), each of which has the value +1 or -1 when 0^j < N and 0 for all other values of j. If a properly programmed PRN 32 generator is used, the code may repeat after a selected number of chips. N is the length (the number of chips) of the code before repetition occurs. The baseband carrier may be preferentially time-centered at t = 0 and its amplitude may be normalized so that at time zero the baseband carrier amplitude may be equal to unity, or (^(0) = 1 ). The occurrence time of each chip i within the composite code can be represented by Tc. The signal used to drive each marine vibrator 10 can thus be defined by the expression: The waveform ui(t) is deterministic, so its autocorrelation function is defined by the expression: where τ is the time delay between correlated signals. The discrete periodic autocorrelation function for a = aj is defined by Using Eq. 2 it may be possible to determine the cross-correlation between two different signals by the expression: The discrete periodic cross-correlation function for a = aj and b = bj, is defined by the expression:

[0038] O sinal detectado por cada um dos vibradores marinhos 10 (com referência à figura 1) pode incluir a energia sísmica proveniente de um dos vibradores marinhos 10 para os quais pode ser obtida informação sísmica, bem como vários tipos de interferência, tais como ruído de fundo, representado por n (t), e da energia proveniente dos outros vibradores que transmitem ao mesmo tempo, mas com diferentes códigos de espalhamento espectral em sequência direta (representado por Ck (t) em que k # i). O sinal recebido em cada vibrador marinho 10, representado por xi (t), pode ser descrito o sinal detectado por cada um dos vibradores marinhos 10 (que se refere na figura 1) em um sistema com M vibradores marinhos 10 que operam ao mesmo tempo pela ex- pressão: [0038] The signal detected by each of the marine vibrators 10 (with reference to figure 1) may include seismic energy originating from one of the marine vibrators 10 for which seismic information can be obtained, as well as various types of interference, such as background noise, represented by n (t), and the energy coming from other vibrators that transmit at the same time, but with different spectral spread codes in direct sequence (represented by Ck (t) where k # i). The signal received at each marine vibrator 10, represented by xi (t), can be described as the signal detected by each of the marine vibrators 10 (referred to in figure 1) in a system with M marine vibrators 10 operating at the same time. by the expression:

[0039] A energia de cada um dos vibradores marinhos 10 pode pe- netrar nas formações geológicas subterrâneas abaixo do fundo da água e os sinais refletidos da subterrâneo podem ser detectados em cada um dos vibradores marinhos 10 após um tempo de deslocamento "de duas vias" dependendo das posições de um determinado dos vibradores marinhos 10 e dos sensores sísmicos 14 e a distribuição da velocidade sísmica no corpo de água 6 e no subterrâneo abaixo do fundo da água. Se o sinal de vibração transmitido para o código de espalhamento espectral de sequência direta i ocorrer no tempo t = t0, então o sinal recebido resultante do mesmo ocorre no tempo t = Tk + lkTc + t0 após a transmissão, em que lk = qualquer número sendo um inteiro e Tk = o desali- nhamento entre o sinal recebido e o tempo Tc do chip. O sinal recebido pode ser misturado com a sequência de código idêntica usada para produzir o sinal de saída de cada vibrador, ui (t0), como mostrado na figura 4. Tal mistura pode prover um sinal que pode estar correlacionado com o sinal usado para conduzir cada um determinado dos vibradores marinhos 10. A saída de mistura pode ser usada para determinar a resposta sísmica dos sinais provenientes de cada um dos vibradores marinhos 10. O anterior pode ser expresso como segue para os sinais detectados: Misturando (figura 4), o sinal detectado com a sequência de código resulta em uma correlação. O resultado da correlação é: A simplificação das expressões acima provê o seguinte resultado: Se R (0) = N e Φ (0) = 1, a expressão anterior simplifica: [0039] The energy from each of the marine vibrators 10 can penetrate underground geological formations below the bottom of the water and the reflected signals from the underground can be detected in each of the marine vibrators 10 after a "two-way" travel time. " depending on the positions of a particular of the marine vibrators 10 and the seismic sensors 14 and the distribution of the seismic velocity in the body of water 6 and underground below the water bottom. If the transmitted vibration signal for direct sequence spread spectrum code i occurs at time t = t0, then the resulting received signal occurs at time t = Tk + lkTc + t0 after transmission, where lk = any number being an integer and Tk = the misalignment between the received signal and the chip's time Tc. The received signal can be mixed with the identical code sequence used to produce the output signal of each vibrator, ui(t0), as shown in figure 4. Such mixing can provide a signal that can be correlated with the signal used to drive each of the marine vibrators 10. The mixing output can be used to determine the seismic response of the signals coming from each of the marine vibrators 10. The above can be expressed as follows for the detected signals: Mixing (figure 4), the detected signal with the code sequence results in a correlation. The result of the correlation is: Simplifying the above expressions provides the following result: If R(0) = N and Φ(0) = 1, the previous expression simplifies:

[0040] A equação (10) mostra que pode ser possível separar os si nais de sequência de espalhamento espectral direto correspondentes a cada sequência de código a partir de um sinal que possui componentes de uma pluralidade de sequências de código. N pode representar a autocorrelação do sinal transmitido e usando sinais de espalhamento espectral substancialmente ortogonais ou não correlacionados para conduzir cada um dos vibradores marinhos 10, a correlação cruzada entre eles pode ser muito pequena em comparação a N. Outra vantagem possível pode ser que qualquer ruído que apareça durante uma parte do intervalo de tempo quando os sinais sísmicos forem gravados pode ser calculado em média para todo o comprimento do registro e assim atenuado, como pode ser inferido a partir da equação 10.[0040] Equation (10) shows that it may be possible to separate the direct spread spectrum sequence signals corresponding to each code sequence from a signal that has components of a plurality of code sequences. N may represent the autocorrelation of the transmitted signal, and by using substantially orthogonal or uncorrelated spread spectrum signals to drive each of the marine vibrators 10, the cross-correlation between them may be very small compared to N. Another possible advantage may be that any noise that appears during a portion of the time interval when seismic signals are recorded can be averaged over the entire length of the record and thus attenuated, as can be inferred from equation 10.

[0041] Em uma implementação prática, uma resposta sísmica do subterrâneo à energia sísmica transmitida a partir de cada um dos vibradores marinhos 10 pode ser determinada por correlação cruzada dos sinais sísmicos detectados com o sinal usado para conduzir cada um dos vibradores marinhos 10, em que a correlação cruzada inclui uma série de atrasos de tempo selecionados, tipicamente de zero para um tempo de deslocamento máximo de energia sísmica de duas vias esperado para formações de interesse no subterrâneo (geralmente cerca de 5 a cerca de 6 segundos). A saída da correlação cruzada pode ser armazenada e / ou apresentada em um formato de rastreamento sísmico, com amplitude de correlação cruzada em função do atraso de tempo.[0041] In a practical implementation, a subsurface seismic response to seismic energy transmitted from each of the marine vibrators 10 can be determined by cross-correlating the detected seismic signals with the signal used to drive each of the marine vibrators 10, in that the cross-correlation includes a series of selected time delays, typically from zero to a maximum two-way seismic energy travel time expected for underground formations of interest (generally about 5 to about 6 seconds). The cross-correlation output can be stored and/or presented in a seismic tracking format, with cross-correlation amplitude as a function of time delay.

[0042] A portadora em banda base tem duas propriedades que po dem ser otimizadas. A portadora em banda base pode ser selecionada para prover saída do vibrador marinho 10 com conteúdo de frequência apropriado e uma autocorrelação que possui um pico de correlação bem definido. A equação (10) também mostra que o comprimento da sequência de espalhamento espectral direto pode afetar a relação sinal / ruído do sinal do vibrador marinho 10. Os picos de correlação resultantes da correlação cruzada realizada como explicado acima aumentarão linearmente com o comprimento (o número de chips) da sequência de código. N maiores (sequências mais longas) podem melhorar as propriedades de sinal para ruído do sinal proveniente do vibrador marinho 10.[0042] The baseband carrier has two properties that can be optimized. The baseband carrier may be selected to provide output from the marine vibrator 10 with appropriate frequency content and an autocorrelation that has a well-defined correlation peak. Equation (10) also shows that the length of the forward spectral spread sequence can affect the signal-to-noise ratio of the signal from marine vibrator 10. The correlation peaks resulting from the cross-correlation performed as explained above will increase linearly with the length (the number of chips) of the code sequence. Larger N (longer sequences) can improve the signal-to-noise properties of the signal coming from the marine vibrator 10.

[0043] Ao usar as sequências de código adequadamente seleciona das, pode ser possível gerar sinais sísmicos que se aproximam do ruído de fundo nas estatísticas espectrais. Algumas sequências úteis que podem ser utilizadas para uma pluralidade de vibradores marinhos 10 podem ser sequências de códigos compostos, que podem compreender sequências de códigos do tipo de comprimento máximo, sequências de códigos do tipo Gold ou sequências de códigos do tipo Kasami. Nos exemplos, um designado do vibrador marinho 10 pode circular repetidamente através de uma pluralidade de sequências de códigos compostos enquanto um ou mais outros vibradores marinhos 10 podem circular repetidamente através de sequências de códigos compostos adicionais, em que as sequências de códigos compostos e as sequências de códigos compostos adicionais são únicas uma da outra. Nos exemplos, um designado do vibrador marinho 10 pode alternar entre um primeiro par de sequências de códigos compostos enquanto um ou mais outros vibradores marinhos 10 podem alternar entre um segundo par de sequências de códigos compostos, em que o primeiro par e o segundo par são únicos um do outro. Além disso, cada um dos vibradores marinhos 10 pode emitir sequências de códigos compostos, incluindo sequências de códigos do tipo de comprimento máximo, sequências de código do tipo Gold ou sequências de códigos do tipo Kasami, em qualquer ordem e em qualquer período de tempo escolhido por um operador.[0043] By using appropriately selected code sequences, it may be possible to generate seismic signals that approximate background noise in spectral statistics. Some useful sequences that may be used for a plurality of marine vibrators 10 may be composite code sequences, which may comprise maximum length type code sequences, Gold type code sequences, or Kasami type code sequences. In the examples, a designated marine vibrator 10 may cycle repeatedly through a plurality of composite code sequences while one or more other marine vibrators 10 may repeatedly cycle through additional composite code sequences, wherein the composite code sequences and the sequences of additional compound codes are unique from each other. In the examples, a designated marine vibrator 10 may alternate between a first pair of composite code sequences while one or more other marine vibrators 10 may alternate between a second pair of composite code sequences, wherein the first pair and the second pair are unique from each other. Furthermore, each of the marine vibrators 10 may emit composite code sequences, including maximum length type code sequences, Gold type code sequences, or Kasami type code sequences, in any order and over any chosen period of time. by an operator.

[0044] As sequências de códigos do tipo de comprimento máximo podem ser um tipo de código cíclico que são gerados usando um registro de desvio linear que possui n estágios conectados em série, com a saída de certos estágios adicionados modulo-2 e alimentados de volta à entrada do registro de desvio. O nome sequência de códigos do tipo de comprimento máximo deriva do fato de que tal sequência é a sequência mais longa que pode ser gerada usando um registro de desvio. Matematicamente, a sequência pode ser expressa pelo polinômio h (x) h(x)=h 0 x m +h 1 x m-1 + . . . +h n-1 x+h n (Eq. 11)[0044] Maximum length type code sequences may be a type of cyclic code that are generated using a linear offset register that has n stages connected in series, with the output of certain stages added modulo-2 and fed back to the entry of the deviation record. The name maximum length type code sequence derives from the fact that such a sequence is the longest sequence that can be generated using a branch register. Mathematically, the sequence can be expressed by the polynomial h (x) h(x)=h 0 x m +h 1 x m-1 + . . . +h n-1 x+h n (Eq. 11)

[0045] Para 1 ≦ j < m, então hj = 1 se houver feedback no j-ésimo estágio e hj = 0 se não houver feedback no j-ésimo estágio, h0 = hm = 1. Cujo estágio hj que deve ser configurado para um ou zero não é aleatório, mas deve ser selecionado de modo que h (x) se torne um polinômio primitivo. "Primitivo" significa que o polinômio h (x) não pode ser fato- rado. O número de chips para uma sequência de comprimento máximo é dado pela expressão N = 2n-1, onde n representa o número de estágios no registro de desvio. A sequência de comprimento máximo tem mais um "1" do que "0". O número de uns em uma sequência é igual ao número de zeros dentro de um chip. Para um código de 1023 chips, existem 512 e 511 zeros. Considere uma implementação de código na qual um é representado por uma tensão positiva + V, e um zero por uma tensão negativa -V. A quantidade de desvio sobre o comprimento do código é proporcional ao inverso do comprimento do código, ou V / (2n - 1). Da mesma forma, quando uma sequência de código bifásica modula uma portadora, o componente da portadora residual é reduzido por um fator (2n - 1) - 1. Assim, o modulador pode ser importante na supressão da portadora, mas os códigos podem ser capazes de suportar a quantidade de supressão requerida. Por exemplo, quando a supressão da portadora for de cerca de 30 dB, o código mais curto utilizável é 1000 chips.[0045] For 1 ≦ j < m, then hj = 1 if there is feedback in the j-th stage and hj = 0 if there is no feedback in the j-th stage, h0 = hm = 1. Which stage hj should be set to one or zero is not random, but must be selected so that h(x) becomes a primitive polynomial. "Primitive" means that the polynomial h(x) cannot be factored. The number of chips for a maximum length sequence is given by the expression N = 2n-1, where n represents the number of stages in the branch register. The maximum length sequence has one more "1" than "0". The number of ones in a sequence is equal to the number of zeros inside a chip. For a 1023 chip code, there are 512 and 511 zeros. Consider a code implementation in which a one is represented by a positive voltage +V, and a zero by a negative voltage -V. The amount of deviation over the code length is proportional to the inverse of the code length, or V/(2n - 1). Likewise, when a two-phase code sequence modulates a carrier, the residual carrier component is reduced by a factor (2n - 1) - 1. Thus, the modulator may be important in suppressing the carrier, but the codes may be capable of to withstand the amount of suppression required. For example, when carrier suppression is about 30 dB, the shortest usable code is 1000 chips.

[0046] A distribuição estatística de uns e zeros está bem definida e constante. As posições relativas das execuções variam de sequência de código para sequência de código, mas o número de cada comprimento de execução pode não variar. A autocorrelação de uma sequência de códigos do tipo de comprimento máximo pode ser tal que, para todos os valores de desvio de fase, o valor de correlação é - 1, exceto para a área de desvio de fase do chip de 0 ± 1, na qual a correlação varia linearmente do valor de -1 para 2n - 1 (o comprimento da sequência). Um código máximo de chip 1023 (210 - 1), portanto, tem um pico para um valor mínimo de autocorrelação de 1024 e uma faixa de 30,1 dB. Um modulo de adição 2 de um código linear máximo com uma réplica de desvio de fase resulta em outra réplica com um desvio de fase diferente de qualquer dos originais.[0046] The statistical distribution of ones and zeros is well defined and constant. The relative positions of the runs vary from code sequence to code sequence, but the number of each run length may not vary. The autocorrelation of a code sequence of the maximum length type may be such that for all phase shift values, the correlation value is - 1, except for the chip phase shift area of 0 ± 1, in which correlation varies linearly from the value of -1 to 2n - 1 (the length of the sequence). A maximum chip code of 1023 (210 - 1) therefore has a peak to a minimum autocorrelation value of 1024 and a range of 30.1 dB. An addition modulo 2 of a maximal linear code with a phase shift replica results in another replica with a phase shift different from either of the originals.

[0047] Cada estado possível, ou n-tupla, de um dado gerador de n- estágios existe em algum momento durante a geração de um ciclo de código completo. Cada estado existe para um e apenas um intervalo de clock. Um gerador de sequência de registro de desvio consiste em um registro de desvio que trabalha em conjunto com a lógica apropriada, que alimenta de volta uma combinação lógica do estado de duas ou mais de suas etapas para sua entrada. A saída de um gerador de sequência e o conteúdo de seus n estágios em qualquer momento de amostra (clock) é uma função das saídas dos estágios alimentados de volta no tempo de amostra anterior.[0047] Each possible state, or n-tuple, of a given n-stage generator exists at some point during the generation of a complete code cycle. Each state exists for one and only one clock interval. A branch register sequence generator consists of a branch register working in conjunction with appropriate logic, which feeds back a logical combination of the state of two or more of its steps to its input. The output of a sequence generator and the contents of its n stages at any sample time (clock) is a function of the outputs of the stages fed back at the previous sample time.

[0048] As figuras 5 a 7 ilustram duas sequências de códigos do tipo de comprimento máximo que podem ser criadas com polinômios: [4 9] e [3 4 6 9]. Eles podem ser modificados em duas fases para ter uma amplitude zero na frequência de 0 Hz. Conforme ilustrado nas figuras 5 a 7, as sequências de comprimento máximo podem compreender duas boas propriedades de correlação cruzada. No entanto, pode ser difícil encontrar um grupo de sequências de códigos compostos que possam ter boas propriedades de correlação cruzada. As sequências de códigos compostos podem ser construídas para produzir boas propriedades de correção cruzada. As sequências de códigos compostos construídas desta maneira compreendem propriedades que podem ser vantajosas. Por exemplo, as sequências de código do tipo Gold, embora construídas a partir de sequências máximas, podem não ser máximas, mas podem fornecer propriedades vantajosas. Em algumas modalidades, as sequências de códigos do tipo Gold permitem a construção de famílias de códigos 2n-1 a partir de pares de registros de desvio de n estágios em que todos os códigos possuem características de correlação bem definidas. Os geradores de sequência de código do tipo Gold podem ser úteis por causa do grande número de sequências de código que eles fornecem, embora eles exijam apenas um par de conjuntos de toque de feedback. Além disso, essas sequências de códigos compostos podem precisar de alguns conjuntos de toques de feedback. Assim, a possibilidade de usar um par de feedback de toque único, mantendo a capacidade de gerar um grande número de códigos está presente. As sequências de códigos do tipo Gold podem ser geradas pela adição do módulo 2 de um par de sequências lineares máximas. As sequências de códigos podem ser adicionadas chip por chip por cronograma síncrono. Os próprios códigos podem ter o mesmo comprimento. Assim, os dois geradores de código mantêm a mesma relação de fase, e os códigos gerados podem ter o mesmo comprimento que os dois códigos de base que podem ser adicionados em conjunto, mas não são máximos. A propriedade de desvio e adição de sequências máximas ilustra que qualquer sequência máxima adicionada a uma réplica de desvio de fase de si mesma (qualquer número inteiro de bits) pode produzir um desvio de fase diferente como uma saída.[0048] Figures 5 to 7 illustrate two maximum length code sequences that can be created with polynomials: [4 9] and [3 4 6 9]. They can be modified in two phases to have a zero amplitude at a frequency of 0 Hz. As illustrated in Figures 5 to 7, maximum length sequences can comprise two good cross-correlation properties. However, it can be difficult to find a group of composite code sequences that can have good cross-correlation properties. Composite code sequences can be constructed to produce good cross-correction properties. Composite code sequences constructed in this manner comprise properties that may be advantageous. For example, Gold-type code sequences, although constructed from maximal sequences, may not be maximal but may provide advantageous properties. In some embodiments, Gold code sequences allow the construction of 2n-1 code families from pairs of n-stage branch records in which all codes have well-defined correlation characteristics. Gold-type code sequence generators can be useful because of the large number of code sequences they provide, although they only require a couple sets of feedback taps. Additionally, these composite code sequences may need a few sets of feedback taps. Thus, the possibility of using a single touch feedback pair while maintaining the ability to generate a large number of codes is present. Gold code sequences can be generated by modulo 2 addition of a pair of maximal linear sequences. Code sequences can be added chip by chip by synchronous schedule. The codes themselves can be the same length. Thus, the two code generators maintain the same phase relationship, and the generated codes can be the same length as the two base codes that can be added together, but are not maximal. The maximum sequence offset and addition property illustrates that any maximum sequence added to a phase shift replica of itself (any integer number of bits) can produce a different phase shift as an output.

[0049] As sequências de código do tipo Gold podem ser conjuntos de códigos lineares não máximos cujas propriedades de correlação podem ser uniformes e bem definidas em todo o conjunto. Dois outros tipos de código foram avançados para servir em funções semelhantes às sequências de código do tipo Gold. Estas são as sequências de código do tipo Kasami e as sequências de código do tipo Bent. Ambas têm limites de correlação cruzada mais baixos do que as sequências de código do tipo Gold. Enquanto as sequências de código do tipo Gold têm correlação cruzada delimitadas em 2 (N + 1/2) +1 ou 2 (N + 2/2) - 1, as sequências de código Bent e as sequências de código do tipo Kasami ligadas por correlação cruzada são 2 (N + 1/2) + 1. Por exemplo, um conjunto de sequência de código do tipo Gold de 1023 chips pode ter um limite de correlação cruzada de 63, enquanto que as sequências de código Bent ou os conjuntos de sequências de código do tipo Kasami podem ter seu limite em 33, uma diferença de aproximadamente 3 dB. No entanto, o tamanho das sequências de código Bent e os conjuntos de sequências de código do tipo Kasami podem ser muito menores do que os conjuntos de sequência de código do tipo Gold, cada conjunto possui códigos 2N + 1, enquanto as sequências de código Bent e as sequências de código do tipo Kasami compreendem códigos 2 N / 2 de uma peça. Assim, as sequências de código Bent e as sequências de códigos do tipo Kasami podem não ser úteis como sequências de código do tipo Gold em aplicativos de acesso múltiplo, onde um grande número de usuários pode ser acomodado. Deve notar-se que as sequências do código Bent são códigos não-lineares. Se os números de aplicativos de acesso múltiplo forem inferiores a 10 a 20, as sequências de código do tipo Kasami podem ser usadas.[0049] Gold code sequences may be sets of non-maximal linear codes whose correlation properties may be uniform and well defined throughout the set. Two other code types have been advanced to serve similar functions to Gold-type code sequences. These are the Kasami-type code sequences and the Bent-type code sequences. Both have lower cross-correlation thresholds than Gold-type code sequences. While Gold-type code sequences are cross-correlated bounded by 2 (N + 1/2) + 1 or 2 (N + 2/2) - 1, Bent code sequences and Kasami-type code sequences linked by cross-correlation are 2 (N + 1/2) + 1. For example, a 1023-chip Gold code sequence set may have a cross-correlation limit of 63, whereas Bent code sequences or Kasami-type code sequences can be capped at 33, a difference of approximately 3 dB. However, the size of Bent code sequences and Kasami-type code sequence sets can be much smaller than Gold-type code sequence sets, each set has 2N + 1 codes, while Bent code sequences and Kasami-type code sequences comprise 2N/2 one-piece codes. Thus, Bent code sequences and Kasami code sequences may not be useful as Gold code sequences in multiple access applications where a large number of users can be accommodated. It should be noted that Bent code sequences are non-linear codes. If the numbers of multiple access applications are less than 10 to 20, Kasami type code sequences can be used.

[0050] As figuras 8 a 10 ilustram uma primeira sequência de código do tipo Gold e uma segunda sequência de código do tipo Gold que pode ser criada a partir de sequências de código do tipo de comprimento máximo. Uma primeira sequência de código do tipo Gold e uma segunda sequência de código do tipo Gold, que pode criar códigos 2n-1. Conforme ilustrado, n = 9 para um comprimento de código 511. Isso pode permitir a criação de sequências 511 que podem ter as mesmas propriedades de correlação cruzada. Isso pode criar a oportunidade de codificar cada fonte única com um código único. Deve-se notar que as sequências de código do tipo Gold podem ter um ganho de sinal de processamento menor de 0,2 a 1,0 dB que as sequências de código de comprimento máximo.[0050] Figures 8 to 10 illustrate a first Gold-type code sequence and a second Gold-type code sequence that can be created from maximum-length code sequences. A first Gold-type code sequence and a second Gold-type code sequence, which can create 2n-1 codes. As illustrated, n = 9 for a 511 code length. This can allow the creation of 511 sequences that can have the same cross-correlation properties. This can create the opportunity to encode each unique source with a unique code. It should be noted that Gold code sequences may have a processing signal gain of 0.2 to 1.0 dB less than maximum length code sequences.

[0051] As figuras 11 a 13 ilustram sequências de código do tipo Ka- sami que podem ter boas propriedades de correlação cruzada. Os conjuntos de sequências de códigos do tipo Kasami podem ser usados em alguns exemplos porque eles têm uma correlação cruzada muito baixa. Existem dois conjuntos diferentes de sequências de código do tipo Kasami. Um procedimento semelhante ao usado para gerar sequências de código do tipo Gold deve gerar o "conjunto pequeno" de sequências de código do tipo Kasami com sequências binárias M = 2n / 2 do período N = 2n-1, onde n é um inteiro par. Esse procedimento começa com uma sequência de comprimento máximo, designada a, e formando a sequência a 'por dizimando a por 2n / 2 + 1. Pode ser mostrado que a sequência resultante a' é uma sequência máxima com o período 2n / 2-1. Por exemplo, se n = 10, o período de a é N = 1023 e o período de a' é 31. Portanto, observando os bits 1023 da sequência a', serão observadas 33 repetições da sequência de 31 bits. Então, tomando N = 2n-1 bits de sequências a e a' é possível formar um novo conjunto de sequências adicionando, modulo-2, os bits de a e os bits de a' e todos os desvios 2n / 2-2 desvios cíclicos dos bits de a'. Ao incluir a no conjunto, um resultado é um conjunto de sequências binárias 2n / 2 de comprimento N = 2n-1. As funções de autocorrelação e correlação cruzada dessas sequências assumem os valores do conjunto {-1, - (2n / 2 + 1), 2n / 2-1}. O "conjunto grande" de sequências de código do tipo Kasami novamente consiste em sequências do período 2n-1, para n sendo um número inteiro, e contém as sequências de código do tipo Gold e o pequeno conjunto de sequências de código do tipo Kasami como subconjuntos.[0051] Figures 11 to 13 illustrate Kasami-type code sequences that can have good cross-correlation properties. Kasami code sequence sets can be used in some examples because they have very low cross-correlation. There are two different sets of Kasami-like code sequences. A procedure similar to that used to generate Gold-type code sequences should generate the "small set" of Kasami-type code sequences with binary sequences M = 2n/2 of period N = 2n-1, where n is an even integer. This procedure starts with a sequence of maximum length, designated a, and forming the sequence a' by decimating a by 2n/2+1. It can be shown that the resulting sequence a' is a maximal sequence with the period 2n/2-1 . For example, if n = 10, the period of a is N = 1023 and the period of a' is 31. Therefore, looking at bits 1023 of the sequence a', 33 repetitions of the 31-bit sequence will be observed. Then, taking N = 2n-1 bits of sequences a and a' it is possible to form a new set of sequences by adding, modulo-2, the bits of a and the bits of a' and all the 2n / 2-2 cyclic deviations of the bits of The'. By including a in the set, a result is a set of 2n/2 binary sequences of length N = 2n-1. The autocorrelation and cross-correlation functions of these sequences take the values of the set {-1, - (2n/2 + 1), 2n/2-1}. The "large set" of Kasami-type code sequences again consists of sequences of period 2n-1, for n being an integer, and contains the Gold-type code sequences and the small set of Kasami-type code sequences as subsets.

[0052] Na operação, os vibradores marinhos 10 podem tipicamente operar para gerar varreduras. Por exemplo, com referência à figura 2, a matriz 20 pode compreender vibradores marinhos de baixa frequência 22 que operam, por exemplo, em uma banda de frequência de cerca de 5 Hz a cerca de 25 Hz e os vibradores marinhos de alta frequência 24 que operam em uma banda de frequência de cerca de 25 Hz a cerca de 100 Hz. Os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem funcionar em um modo flip flop, em que pode haver um intervalo de saída seguido de um intervalo de escuta. No intervalo de saída, os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem operar para gerar energia acústica. O intervalo de saída pode variar, por exemplo, de cerca de 1 segundo a cerca de 20 segundos ou mais. Em uma modalidade particular, o intervalo de saída pode ser de cerca de 5 segundos. No intervalo de escuta, nenhuma energia acústica pode ser gerada e, em vez disso, os dados podem ser coletados, por exemplo, usando sensores. O intervalo de escuta pode variar, por exemplo, de cerca de 1 segundo a cerca de 20 segundos ou mais. Em uma modalidade particular, o intervalo de escuta pode ser de cerca de 5 segundos. Estes intervalos de saída e de escuta podem então ser repetidos em intervalos pré-selecionados (por exemplo, intervalos de 20 segundos) onde os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem operar em um modo alternado. Apresentando o uso de sequências de códigos compostos descritos acima, os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem ser utilizados simultaneamente e usar um correlacionador diferente para os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24. Os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem repetir a sequência de saída em intervalos pré- selecionados (por exemplo, cinco a vinte segundos, como cada dez segundos), o que pode dobrar os dados que estão sendo adquiridos, pois o intervalo de escuta pode ser reduzido ou mesmo eliminado. Em algumas modalidades, pode haver substancialmente nenhum intervalo de escuta, por exemplo, o intervalo de escuta pode ser inferior a 0,5 segundos ou inferior a 0,1. Nos exemplos, podem ser implementadas duas sequências de códigos compostos (por exemplo, sequências de código do tipo Kasami). Os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem funcionar continuamente alternando entre um par de sequências de códigos compostos. Isso pode gerar quatro vezes mais dados com vibradores marinhos de baixa frequência 22 e vibradores marinhos de alta frequência 24 que operam continuamente. Em outras modalidades, os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem operar continuamente com os vibradores marinhos de baixa frequência 22 usando sequências de códigos compostos que são únicas a partir das sequências de códigos compostos para os vibradores marinhos de alta frequência 24. Ainda em outras modalidades, os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 podem operar continuamente com cada um dos vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24 alternando entre um par de sequências de códigos compostos que são únicas que o vibrador marinho particular.[0052] In operation, marine vibrators 10 may typically operate to generate sweeps. For example, with reference to Figure 2, the array 20 may comprise low-frequency marine vibrators 22 that operate, for example, in a frequency band of about 5 Hz to about 25 Hz and high-frequency marine vibrators 24 that operate in a frequency band of about 25 Hz to about 100 Hz. The low-frequency marine vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 may operate in a flip flop mode, in which there may be an output interval followed by a listening interval. In the output range, the low-frequency marine vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 can operate to generate acoustic energy. The output interval may vary, for example, from about 1 second to about 20 seconds or more. In a particular embodiment, the output interval may be about 5 seconds. In the listening range, no acoustic energy can be generated and instead data can be collected, for example using sensors. The listening interval may vary, for example, from about 1 second to about 20 seconds or more. In a particular embodiment, the listening interval may be about 5 seconds. These output and listening intervals may then be repeated at preselected intervals (e.g., 20 second intervals) where the low frequency marine vibrators 22 and the high frequency marine vibrators 24 may operate in an alternating mode. Featuring the use of composite code sequences described above, the Low Frequency Marine Vibrators 22 and the High Frequency Marine Vibrators 24 can be used simultaneously and use a different correlator for the Low Frequency Marine Vibrators 22 and the High Frequency Marine Vibrators 22 24. The low-frequency marine vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 may repeat the output sequence at preselected intervals (e.g., five to twenty seconds, such as every ten seconds), which may double the data that are being acquired, as the listening interval can be reduced or even eliminated. In some embodiments, there may be substantially no listening interval, for example, the listening interval may be less than 0.5 seconds or less than 0.1. In the examples, two compound code sequences (e.g., Kasami-type code sequences) can be implemented. The low-frequency marine vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 can operate continuously by alternating between a pair of composite code sequences. This can generate four times more data with low-frequency marine vibrators 22 and high-frequency marine vibrators 24 operating continuously. In other embodiments, the low-frequency marine vibrators 22 and the high-frequency marine vibrators 24 may operate continuously with the low-frequency marine vibrators 22 using composite code sequences that are unique from the composite code sequences for the marine low-frequency vibrators 22. high frequency 24. In still other embodiments, the low frequency marine vibrators 22 and the high frequency marine vibrators 24 may operate continuously with each of the low frequency marine vibrators 22 and the high frequency marine vibrators 24 alternating between a pair of composite code sequences that are unique to the particular marine vibrator.

[0053] As sequências de códigos compostos dentro dos vibradores marinhos 10, tais como os vibradores marinhos de baixa frequência 22 e os vibradores marinhos de alta frequência 24, podem originar-se dos vibradores marinhos 10 em que a fase pode ser controlada e pode seguir as sequências precisamente como geradas. Os vibradores marinhos 10 podem exigir um sistema de feedback que possa compensar a resposta em frequência de circuito aberto dos vibradores marinhos 10. Isso pode ser feito com um sistema de feedback baseado na caracterização do controle de aprendizagem iterativa (ILC), onde os vibradores marinhos 10 podem seguir a forma de um sinal de referência. A título de exemplo, uma caracterização de ILC pode ser executada por pelo menos um dos vibradores marinhos 10.[0053] Composite code sequences within marine vibrators 10, such as low-frequency marine vibrators 22 and high-frequency marine vibrators 24, may originate from marine vibrators 10 in which the phase can be controlled and can follow the sequences precisely as generated. The marine vibrators 10 may require a feedback system that can compensate for the open-loop frequency response of the marine vibrators 10. This may be done with a feedback system based on the Iterative Learning Control (ILC) characterization, where the marine vibrators 10 may take the form of a reference signal. By way of example, an ILC characterization can be performed by at least one of the marine vibrators 10.

[0054] Ao ter esses tipos de vibradores marinhos 10, várias sequên cias de códigos compostos podem ser implementadas para aquisição de dados. Por exemplo, cada um dos vibradores marinhos 10 pode ter duas ou mais sequências de códigos compostos diferentes, tais como sequências de código de comprimento máximo, sequências de código do tipo Kasami ou algum outro sinal definido. Por exemplo, assumindo duas sequências de código do tipo Gold por cada um dos vibradores marinhos 10, que podem compreender vinte e quatro sequências de código do tipo Gold, tal como na matriz 20 com doze vibradores marinhos 10 (por exemplo, quatro vibradores marinhos de baixa frequência 22 e oito vibradores marinhos de alta frequência 24, como mostrado na figura 2). Em um exemplo de duas matrizes 20, quarenta e oito sequências de código do tipo Gold podem ser usadas. As sequências de códigos compostos para cada um dos vibradores marinhos 10 podem ser diferentes. Cada sequência pode ser ortogonal com boas propriedades de correlação cruzada. Cada um dos vibradores marinhos 10 pode ser tratado individualmente. Assim, os vibradores marinhos 10 podem ser espalhados em uma matriz (por exemplo, matriz 20 na figura 2) e correlacionar cada um dos vibradores marinhos 10 com uma sequência de código composto única. Cada um dos vibradores marinhos 10 pode operar continuamente com as duas sequências de códigos compostos designadas. Isso pode permitir a criação de novas geometrias de aquisição para melhorar a imagem de várias estruturas geológicas. O número de vibradores marinhos 10 pode aumentar ou diminuir, uma vez que o número de sequências de códigos compostos pode não ser o fator limitante. Se as sequências de código do tipo Kasami forem usadas, há menos sequências a serem usadas. As propriedades de correlação cruzada com sequências de código do tipo Kasami, por exemplo, podem ser até 3 dB melhores em comparação com as sequências Gold. Permitindo conjuntos menores de vibradores marinhos 10 (por exemplo, de 5 a 6 vibrado-res marinhos 10) juntos, mas com flexibilidade para posicioná-los em diferentes locais do espalhamento.[0054] By having these types of marine vibrators 10, several composite code sequences can be implemented for data acquisition. For example, each of the marine vibrators 10 may have two or more different composite code sequences, such as maximum length code sequences, Kasami-type code sequences, or some other defined signal. For example, assuming two Gold code sequences per each of the marine vibrators 10, which may comprise twenty-four Gold code sequences, as in matrix 20 with twelve marine vibrators 10 (e.g., four marine vibrators of low frequency 22 and eight high frequency marine vibrators 24, as shown in figure 2). In an example of two 20 matrices, forty-eight Gold code sequences can be used. The composite code sequences for each of the 10 marine vibrators may be different. Each sequence can be orthogonal with good cross-correlation properties. Each of the 10 marine vibrators can be treated individually. Thus, the marine vibrators 10 can be spread out in a matrix (e.g., matrix 20 in FIG. 2) and correlate each of the marine vibrators 10 with a unique composite code sequence. Each of the marine vibrators 10 can operate continuously with the two designated composite code sequences. This could allow the creation of new acquisition geometries to improve imaging of various geological structures. The number of marine vibrators 10 may increase or decrease since the number of composite code sequences may not be the limiting factor. If Kasami-type code sequences are used, there are fewer sequences to use. Cross-correlation properties with Kasami-type code sequences, for example, can be up to 3 dB better compared to Gold sequences. Allowing smaller sets of 10 marine vibrators (e.g. 5 to 6 10 marine vibrators) together, but with flexibility to position them in different locations on the spread.

[0055] Referindo-se à figura 14, um gerador de sinal 50 pode prover uma forma inicial do sinal de controle a ser gerado pelo vibrador marinho 10, por exemplo, uma varredura linear na faixa de cerca de 5 Hz a cerca de 100 Hz. O gerador de sinal 50 pode formar parte do sistema de controle 8 (com referência à figura 1). Os componentes funcionais da caracterização de ILC também podem ser realizados em um computador de propósito geral que faz parte do sistema de controle 8 ou em outro computador. A saída do gerador de sinal 50 pode ser acoplada a um amplificador de soma 52 que também recebe como entrada um sinal de correção gerado pela caracterização de ILC. A saída do amplificador de soma 52, que pode ser referido como um "sinal condutor corrigido", é acoplada a um amplificador de potência 54 que conduz o vibrador marinho 10 para gerar força mecânica e, por sua vez, energia sísmica. Um sensor sísmico (por exemplo, o sensor sísmico 14 na figura 1) pode registrar uma medida representativa da saída do vibrador marinho 10. O sinal de saída Yk (t) do sensor sísmico 14 é mostrado em 56, e representa o sinal de entrada convolvido com a função de transferência do vibrador marinho 10 no ponto de medição. O sinal de saída 56 do sensor sísmico pode ser usado, por exemplo, como feedback na caracterização do controle de aprendizagem iterativa. Em algumas modalidades, o sinal de saída 56 pode ser somado ou comparado em 60 (por exemplo, determinar uma diferença) com o sinal de referência 58, que pode ser um sinal de saída do vibrador marinho desejado 10. A soma ou comparação da saída de sensor de corrente com o sinal de referência 58 pode ser combinada para gerar um novo sinal de controle na forma do sinal de feedback 62. O sinal de feedback 62 pode ser conduzido ao amplificador de soma 52 como explicado acima.[0055] Referring to Figure 14, a signal generator 50 may provide an initial form of the control signal to be generated by the marine vibrator 10, for example, a linear sweep in the range of about 5 Hz to about 100 Hz. The signal generator 50 may form part of the control system 8 (with reference to Figure 1). The functional components of the ILC characterization can also be performed on a general purpose computer that is part of the control system 8 or on another computer. The output of the signal generator 50 may be coupled to a summing amplifier 52 that also receives as input a correction signal generated by the ILC characterization. The output of the summing amplifier 52, which may be referred to as a "corrected driver signal", is coupled to a power amplifier 54 which drives the marine vibrator 10 to generate mechanical force and, in turn, seismic energy. A seismic sensor (e.g., seismic sensor 14 in Figure 1) may record a measurement representative of the output of the marine vibrator 10. The output signal Yk(t) of the seismic sensor 14 is shown at 56, and represents the input signal. convolved with the transfer function of the marine vibrator 10 at the measuring point. The output signal 56 of the seismic sensor can be used, for example, as feedback in characterizing the iterative learning control. In some embodiments, the output signal 56 may be summed or compared 60 (e.g., determine a difference) with the reference signal 58, which may be an output signal from the desired marine vibrator 10. Summing or comparing the output of current sensor with the reference signal 58 can be combined to generate a new control signal in the form of the feedback signal 62. The feedback signal 62 can be fed to the summing amplifier 52 as explained above.

[0056] A caracterização de ILC pode realizar um método de controle de rastreamento para sistemas que funcionam de forma repetitiva. Em cada uma dessas tarefas, o sistema é necessário para executar a mesma ação uma e outra vez com alta precisão. Ao usar informações de repetições anteriores, uma ação de controle adequada pode ser encontrada iterativamente. O princípio do modelo interno produz condições sob as quais o rastreamento essencialmente perfeito pode ser alcançado.[0056] ILC characterization can perform a tracking control method for systems that operate repetitively. In each of these tasks, the system is required to perform the same action over and over again with high precision. By using information from previous repetitions, a suitable control action can be found iteratively. The internal model principle produces conditions under which essentially perfect tracking can be achieved.

[0057] Um modelo invertido da função de transferência do sistema pode ser feito do sistema de levantamento sísmico marinho 2. O grau de precisão do modelo selecionado pode depender da precisão desejada do controle. O mesmo sinal condutor inicial, referido como X, pode ser repetido um número selecionado de vezes. Após cada iteração da caracterização do ILC, o sinal condutor de entrada u para a caracterização do ILC é atualizado. A caracterização do ILC utiliza um sinal de referência, designado R, para comparar com a saída Y do sistema vibrador. A diferença entre a saída do sistema vibrador Y e o sinal de referência R, denotado por Yd, pode então ser filtrada pelo modelo invertido (usando, por exemplo, um filtro causal e não causal) e adicionado à entrada do sistema ILC (por exemplo, no amplificador de soma 52). O sistema ILC é iterado e se a função de transferência do sistema ILC não mudar mais rápido do que a atualização para o sinal do driver de entrada, o erro e diminuirá em relação ao tempo.[0057] An inverted model of the system transfer function can be made of the marine seismic survey system 2. The degree of accuracy of the selected model can depend on the desired accuracy of the control. The same initial driver signal, referred to as X, can be repeated a selected number of times. After each iteration of the ILC characterization, the input driver signal u for the ILC characterization is updated. The ILC characterization uses a reference signal, designated R, to compare with the Y output of the vibrator system. The difference between the output of the vibrator system Y and the reference signal R, denoted by Yd, can then be filtered by the inverted model (using, for example, a causal and non-causal filter) and added to the input of the ILC system (e.g. , in the summing amplifier 52). The ILC system is iterated and if the transfer function of the ILC system does not change faster than the update to the input driver signal, the error and will decrease with respect to time.

[0058] O procedimento anterior pode ser implementado no domínio da frequência. Observou-se que certas frequências podem estar ausentes na saída em sensores sísmicos 14. O valor zero em certas frequências pode tornar o sistema ILC instável porque a função de erro no domínio da frequência inclui a divisão (que seria zero nas frequências de amplitude zero). Ao adicionar a saída do sensor sísmico 14, a presença de frequências de amplitude zero na saída do sensor combinado é substancialmente eliminada, tornando a implementação do sistema anterior estável no domínio da frequência.[0058] The previous procedure can be implemented in the frequency domain. It has been observed that certain frequencies may be missing in the output in seismic sensors 14. The zero value at certain frequencies may make the ILC system unstable because the frequency domain error function includes division (which would be zero at zero amplitude frequencies) . By adding the seismic sensor output 14, the presence of zero amplitude frequencies in the combined sensor output is substantially eliminated, making the previous system implementation stable in the frequency domain.

[0059] Os métodos e sistemas descritos acima podem ser utilizados para fabricar um produto de dados geofísicos indicativo de certas propriedades de uma formação subterrânea. O produto de dados geofísicos pode incluir dados geofísicos, tais como dados de pressão, dados de movimento de partículas, dados de velocidade de partículas, dados de aceleração de partículas e qualquer imagem sísmica resultante da utilização dos métodos e sistemas descritos acima. O produto de dados geofísicos pode ser armazenado em um meio não transitório legível por computador como descrito acima. O produto de dados geofísicos pode ser produzido offshore (ou seja, por equipamentos no navio de levantamento 4) ou onshore (ou seja, em uma instalação de computação em terra), seja nos Estados Unidos ou em outro país. Quando o produto de dados geofísicos for produzido no exterior ou em outro país, pode ser importado para uma instalação de armazenamento de dados nos Esta-dos Unidos. Uma vez onshore nos Estados Unidos, a análise geofísica pode ser realizada no produto de dados geofísicos.[0059] The methods and systems described above can be used to manufacture a geophysical data product indicative of certain properties of an underground formation. The geophysical data product may include geophysical data such as pressure data, particle motion data, particle velocity data, particle acceleration data, and any seismic images resulting from the use of the methods and systems described above. The geophysical data product may be stored on a non-transitory computer-readable medium as described above. The geophysical data product may be produced offshore (i.e., by equipment on survey vessel 4) or onshore (i.e., in a shore-based computing facility), whether in the United States or another country. When the geophysical data product is produced abroad or in another country, it may be imported to a data storage facility in the United States. Once onshore in the United States, geophysical analysis can be performed on the geophysical data product.

[0060] Embora as modalidades específicas tenham sido descritas acima, estas modalidades não se destinam a limitar o âmbito da presente invenção, mesmo quando apenas uma modalidade única for descrita em relação a uma característica particular. Exemplos de características providas na invenção destinam-se a ser ilustrativos em vez de restritivos, salvo indicação em contrário. A descrição acima destina-se a cobrir tais alternativas, modificações e equivalentes, como seria evidente para um versado na técnica que tenha o benefício desta invenção. [0061] O âmbito da presente invenção inclui qualquer característica ou combinação de características aqui descritas (de forma explícita ou implícita), ou qualquer generalização deste, quer atenuem ou não qualquer ou todos os problemas aqui abordados. Várias vantagens da presente invenção foram aqui descritas, mas as modalidades podem prover algumas, todas ou nenhuma dessas vantagens, ou podem prover outras vantagens.[0060] Although specific embodiments have been described above, these embodiments are not intended to limit the scope of the present invention, even when only a single embodiment is described in relation to a particular feature. Examples of features provided in the invention are intended to be illustrative rather than restrictive unless otherwise indicated. The above description is intended to cover such alternatives, modifications and equivalents as would be apparent to one skilled in the art having the benefit of this invention. [0061] The scope of the present invention includes any feature or combination of features described herein (explicitly or implicitly), or any generalization thereof, whether or not they mitigate any or all of the problems addressed herein. Various advantages of the present invention have been described herein, but embodiments may provide some, all, or none of these advantages, or may provide other advantages.

Claims

1. Seismic survey method, characterized by the fact that it comprises: operating a plurality of marine vibrators (10), wherein at least one of the marine vibrators repeatedly cycles through a plurality of compound code sequences that are unique to the at least one of the marine vibrators, wherein two or more of the marine vibrators operate simultaneously during at least one output interval; and detecting the seismic energy with one or more seismic sensors (14) after the seismic energy has interacted with underground formations, wherein the seismic energy has been emitted from the marine vibrators, wherein the detection occurs by operating the plurality of marine vibrators.

2. The method of claim 1, wherein the plurality of compound code sequences comprises a pair of compound code sequences and at least one of the marine vibrators alternates between the pair of compound code sequences.

3. Method, according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises towing the marine vibrators (10) in a body of water (6).

4. Method according to claim 1, characterized by the fact that at least one of the composite code sequences comprises at least one sequence selected from the group consisting of a code sequence of the maximum length type, a sequence of Gold type codes and a sequence of Kasami type codes.

5. Method according to claim 1, characterized by the fact that at least one of the compound code sequences comprises compound code sequences generated by a combination of maximal linear sequences.

6. Method according to claim 1, characterized by the fact that the marine vibrators (10) comprise a plurality of low-frequency marine vibrators (22) and a plurality of high-frequency marine vibrators (24), wherein the Low-frequency marine vibrators operate in a frequency band that is lower than a frequency band of high-frequency marine vibrators, wherein the low-frequency marine vibrators cycle repeatedly through a plurality of composite code sequences that are unique to low frequency marine vibrators.

7. Method according to claim 6, characterized by the fact that the low-frequency marine vibrators (22) and the high-frequency marine vibrators (24) operate simultaneously.

8. Method, according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises performing an iterative learning control characterization for at least one of the marine vibrators (10).

9. Method, according to claim 8, characterized by the fact that the characterization of the iterative learning control uses an output signal from a seismic sensor (14) as feedback.

10. Method according to claim 8, characterized by the fact that performing the iterative learning control characterization comprises calculating a new control signal with the iterative learning control characterization.

11. Method according to claim 1, characterized by the fact that there is substantially no listening interval when the at least one of the marine vibrators (10) switches between the composite code sequences.

12. Method according to claim 1, characterized by the fact that each of the vibrators of the two or more of the marine vibrators (10) that operate simultaneously during at least one output interval alternates between composite code sequences that are unique in relation to composite code sequences.

13. System, characterized by the fact that it comprises: a plurality of marine vibrators (10), wherein at least one of the marine vibrators (10) is operable to cycle repeatedly through a plurality of composite code sequences that are unique to at least at least one of the marine vibrators, wherein two or more of the marine vibrators are operable to operate simultaneously for at least one output interval; a signal generator (50) operable to generate composite code sequences that are unique; and a control system (8) operable to drive the marine vibrators simultaneously for at least one output interval and measure seismic data from the plurality of marine vibrators (10).

14. System according to claim 13, characterized by the fact that at least one of the composite code sequences comprises at least one sequence selected from the group consisting of a code sequence of the maximum length type, a code sequence of type Gold or a code sequence of type Kasami.

15. System, according to claim 13, characterized by the fact that it further comprises a lifting vessel (4) for towing the marine vibrators (10); and a seismic sensor cable (12) towable from the survey vessel.

16. System according to claim 13, characterized by the fact that the compound code sequences comprise compound code sequences generated by a combination of maximal linear sequences.

17. System according to claim 13, characterized by the fact that the plurality of marine vibrators (10) comprises a plurality of low-frequency marine vibrators (22) and a plurality of high-frequency marine vibrators (24), in that the plurality of low-frequency marine vibrators operate in a frequency band that is lower than a frequency band of the plurality of high-frequency marine vibrators, wherein the low-frequency marine vibrators cycle repeatedly through a plurality of code sequences compounds that are unique to low frequency marine vibrators.

18. System according to claim 17, characterized by the fact that the plurality of low-frequency marine vibrators (22) and the plurality of high-frequency marine vibrators (24) operate simultaneously.

19. System according to claim 13, characterized by the fact that there is substantially no listening interval when at least one of the plurality of marine vibrators (10) switches between the composite code sequences.

20. Method of manufacturing a geophysical data product, characterized by the fact that it comprises: towing a plurality of marine vibrators (10) in a body of water (6); operating the plurality of marine vibrators (10) in a frequency band of about 1 Hz to about 300 Hz, wherein at least one of the marine vibrators repeatedly cycles through a plurality of composite code sequences that are unique to the fur at least one of the marine vibrators, wherein two or more of the marine vibrators operate simultaneously for at least one output interval, wherein two or more of the marine vibrators operate simultaneously for at least one output interval; and detecting the seismic energy with one or more seismic sensors (14) after the seismic energy has interacted with the underground formations, wherein the seismic energy has been emitted from the marine vibrators (10), wherein the detection occurs by operating the plurality of marine vibrators; and recording the detected seismic energy into one or more tangible, computer-readable, non-transitory media, thereby creating a geophysical data product.

21. The method of claim 20, further comprising importing the onshore geophysical data product and performing additional data processing or geophysical analysis on the geophysical data product.

22. Method according to claim 20, characterized by the fact that at least one of the composite code sequences comprises at least one sequence selected from the group consisting of a code sequence of the maximum length type, a code sequence of type Gold or a code sequence of type Kasami.