DE112011102495T5

DE112011102495T5 - Seismisches Erfassungsverfahren zur Modentrennung

Info

Publication number: DE112011102495T5
Application number: DE112011102495T
Authority: DE
Inventors: Graham Winbow; Mark A. Meier; Marvin L. Johnson; Michael W. Norris; Mat Walsh; Christine E. Krohn
Original assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Current assignee: ExxonMobil Upstream Research Co
Priority date: 2010-07-26
Filing date: 2011-05-23
Publication date: 2013-06-06
Also published as: CA2806192A1; WO2012015520A1; US20130114375A1; CN103026265A

Abstract

Verfahren zur Trennung unterschiedlicher seismischer Energiemoden bei der Erfassung (65) von seismischen Messdaten durch Verwendung von Sensoren, die bevorzugt eine einzige Mode aufzeichnen (63), optional kombiniert mit einer Quelle, die bevorzugt diese Mode überträgt.

Description

QUERVERWEIS AUF VERWANDTE ANMELDUNG
Diese Anmeldung beansprucht die Priorität der vorläufigen US-Patentanmeldung 61/367,734, die am 26. Juli 2010 eingereicht wurde und den Titel SEISMIC ACQUISITION METHOD FOR MODE SEPARATION (SEISMISCHES ERFASSUNGSVERFAHREN ZUR MODENTRENNUNG) trägt und deren Gesamtheit hierin durch Bezugnahme aufgenommen wird.
GEBIET DER ERFINDUNG
Diese Erfindung bezieht sich allgemein auf das Gebiet seismischer Erkundung in Land-, Meeresboden- und Bohrlochumgebungen. Genauer ist die Erfindung ein seismisches Erfassungsverfahren, das verschiedene seismische Energiemoden durch Verwendung von Sensoren trennt bzw. separiert oder unterscheidet, die selektiv auf eine gewünschte Wellenausbreitungsmode ansprechen oder modenabhängige Antworten haben. Das Verfahren kann auch Quellen verwenden, die dazu in der Lage sind, eine einzelne Mode oder Gruppen von Moden anzuregen, deren Energieverteilungen in einer gewünschten Weise unterschiedlich gemacht werden können. Die erfassten Daten können verwendet werden, um die Struktur und physikalische Eigenschaften des Untergrunds zu bestimmen.
HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Es ist bekannt, dass Wellenfelder, die von seismischen Energiequellen erzeugt werden, komplex sind. Dies gilt für natürliche seismische Quellen (zum Beispiel Erdbeben) genauso wie für künstliche seismische Quellen, einschließlich derjenigen, die bei der kommerziellen seismischen Exploration verwendet werden. Seismische Wellenfelder sind komplex, weil die Erde viele Wellenausbreitungsmoden unterstützt. Außerdem komplizieren die inhomogenen, anisotropen und anderen komplexen Eigenschaften der Erde das Verhalten jeder einzelnen Mode und induzieren Modenumwandlungen bzw. -konversionen. Jede Mode hat charakteristische physikalische Eigenschaften und kann bestimmte Informationen über die Erde liefern. Zwei Modenklassifikationen, auf die üblicherweise Bezug genommen werden, sind Körper- bzw. Raumwellen, die Wellen sind, die sich durch den Körper eines Mediums ausbreiten, und Grenzflächenwellen, die Wellen sind, die sich entlang einer Grenze ausbreiten. Beispiele für Körperwellen sind P-Wellen (auch als Kompressions- bzw. Druckwellen oder longitudinale Wellen bzw. Longitudinalwellen bezeichnet) und S-Wellen (auch als Scherwellen oder transversale Wellen bzw. Transversalwellen bezeichnet). P-Wellen und S-Wellen sind zwei unterschiedliche Moden. Beispiele für Grenzflächenwellen (auch als Oberflächenwellen oder störende Oberflächenwelle (”ground roll”) bezeichnet, wenn die Grenzfläche die Oberfläche der Erde ist) umfassen Rayleigh-Wellen, Love-Wellen und Scholte-Wellen. Bohrlöcher können ebenfalls Arten von Grenzflächenwellen unterstützen, die häufig als Röhrenwellen oder Stoneley-Wellen bezeichnet werden. In diesem Dokument werden Moden der Wellenausbreitung in der Erde als ”seismische Energiemoden”, ”Energiemoden” oder einfach ”Moden” bezeichnet. ”Modentrennung” bzw. ”Modenseparation” ist ein Prozess der Unterscheidung einer Mode, oder einer Gruppe von Moden, von einer anderen Mode oder anderen Moden.
Seismische Exploration, wie sie zum Zwecke der Kohlenwasserstoffexploration ausgeübt wird, ist hauptsächlich an rückgestreuten Körperwellen aus dem Untergrund der Erde interessiert (zum Beispiel von seismischen Reflektoren). Rückgestreute Körperwellen werden häufig in Bezug auf die Moden der Wellenausbreitung zwischen der Quelle, dem Rückstreuungs-(oder Reflektor-)Ort und dem Sensor beschrieben. Zum Beispiel wird eine longitudinale Welle, die von einer Quelle zu einem Reflektor und von dem Reflektor zu einem Sensor läuft, eine PP-Welle genannt. Aus derselben einfallenden longitudinalen Welle kann auch eine reflektierte Scherwelle erzeugt werden. Diese Welle wird eine PS-Welle genannt. Eine Scherwelle, die von einer Quelle zu einem Reflektor und dann zu einem Sensor läuft, wird eine SS-Welle genannt. Obwohl bei einer seismischen Erfassung typischerweise viele Moden aufgezeichnet werden, ist es gewöhnlich nur eine einzige rückgestreute Körperwelle, die gewünscht ist. Die gewünschte rückgestreute Körperwelle wird dann verwendet, um Informationen über die Untergrundstruktur, Impedanz, Reservoirfluide, usw. der Erde zu erhalten.
Die kommerzielle seismische Praxis kann in zwei Teilen beschrieben werden. Der erste Teil ist die Erfassung seismischer Daten bzw. seismische Datenerfassung oder einfach ”seismische Erfassung”. Der zweite Teil ist die Verarbeitung seismischer Daten bzw. seismische Datenverarbeitung oder einfach ”seismische Verarbeitung”. Die seismische Erfassung umfasst die Tätigkeiten der Messung der seismischen Antwort der Erde. Sie verwendet Quellen (oder Sprengungen bzw. Schüsse (shots)), um seismische Wellen in der Erde anzuregen, und Sensoren (oder Empfänger), um die seismischen Wellen zu messen, die durch die Quelle angeregt werden. Das Ergebnis einer seismischen Erfassung ist ein Satz seismischer Daten bzw. seismischer Datensatz, der aus Aufzeichnungen von Messungen von Sensoren an einer Vielzahl von Stellen bzw. Orten zusammengesetzt ist. Die Aufzeichnungen werden jeweils für eine Quelle oder Quellen an jeder einer Vielzahl von Stellen bzw. Orten durchgeführt. Die seismische Verarbeitung verwendet den seismischen Datensatz, um Informationen über den Untergrund zu bestimmen, wie etwa die Struktur, Impedanz, usw. Sie umfasst Prozesse, wie etwa Abbildung und Inversion.
Herkömmliche seismische Erfassung basiert auf der Aufzeichnung von entweder dem omnidirektionalen Druckfeld (zum Beispiel Hydrophone) und/oder einer Translationsbewegung (zum Beispiel Geophone oder Beschleunigungsmesser). Hydrophone werden in Fluidmedien eingesetzt, die nur Kompressionswellen unterstützen können. In diesem Fall treffen nur Kompressionswellen auf das Hydrophon, so dass in dieser Situation das Hydrophon nicht verwendet wird, um Moden zu trennen. Geophone und Beschleunigungsmesser werden häufig an der Oberfläche der Erde eingesetzt, die viele Moden unterstützen kann. Weil Translationsbewegung eine Eigenschaft aller Moden ist, unterscheidet eine lokalisierte Messung einer Translationsbewegung an einer einzelnen Station nicht Moden. Eine weitere Komplikation besteht darin, dass herkömmliche seismische Quellen (Impuls- und Vibrationsquellen) mehrere Moden erzeugen. Die Energieunterteilung in bestimmte Moden ist unkontrolliert, häufig mit mehr Energie in unerwünschten Moden und weniger Energie in gewünschten Moden. Die Folge ist ein erfasster Datensatz, der mit vielen Moden besetzt ist.
Herkömmliche seismische Verarbeitung umfasst typischerweise verschiedene Aufgaben. Eine der Hauptaufgaben besteht darin, eine gewünschte Mode, wie etwa eine Rückstreuungs-Körperwelle, von den vielen anderen bei der seismischen Erfassung aufgezeichneten Moden zu isolieren. Dieser Prozess kann als Modentrennung bzw. -separation bezeichnet werden, obwohl er häufig als einer von verschiedenen Schritten der Störungsreduktion bezeichnet wird. Typischerweise ist die gewünschte Rückstreuungs-Körperwelle die PP-Welle, aber kann auch andere Rückstreuungs-Körperwellen sein, wie etwa PS- oder SS-Wellen. Wenn die gewünschte Mode gegenüber anderen Moden eine dominante Amplitude hat, dann kann es sein, dass die Modentrennungsverarbeitung nicht notwendig ist. Die Moden kleinerer Amplitude können in den Daten als akzeptabler Fehler oder akzeptable Störung belassen werden, der bzw. die in der gewünschten Mode vorhanden ist. Wenn andere Moden im Vergleich zu der gewünschten Mode vergleichbare oder größere Amplituden haben, dann kann die Modentrennungsverarbeitung erforderlich sein. Eine übliche Praxis bei der seismischen Verarbeitung besteht darin, die gewünschte Mode durch Abschwächung bzw. Dämpfung, Filterung oder eine auf andere Weise bewirkte Unterdrückung unerwünschter Moden in den seismischen Daten zu isolieren. Damit diese Strategie erfolgreich ist, muss die unerwünschte Mode in irgendeiner Weise von der gewünschten Mode trennbar bzw. separierbar sein. Wenn zum Beispiel die gewünschte Mode und die unerwünschte(n) Mode(n) unterschiedliche Frequenzbänder belegen, dann kann eine Durchlassband- bzw. Bandfilterung die Moden trennen. Die Moden können auch durch ihre Laufzeit zwischen Quelle und Sensor, scheinbare Geschwindigkeit, Raumfrequenz oder andere Eigenschaften oder Kombinationen von Eigenschaften in einer oder mehreren räumlichen Domänen bzw. Bereichen trennbar sein (gemeinsame Sprengung, gemeinsamer Empfänger, gemeinsamer Mittelpunkt, gemeinsamer Versatz, gemeinsamer Azimut, usw.).
Seismische Verarbeitungsverfahren zur Trennung von Moden sind nicht immer wirksam. Es gibt viele Gründe, die sich aber im allgemeinen auf das Problem reduzieren, dass selten Bedingungen erfüllt sind, die erforderlich sind, um Moden vollständig voneinander zu isolieren. Zum Beispiel nimmt die PP-Welle einen viel breiteren Bereich scheinbarer Geschwindigkeiten und Raumfrequenzen ein, wenn die Erdstruktur komplex und nicht in Ebenen geschichtet ist. Eine Mode, die nicht in irgendeiner Weise gut isoliert ist, kann durch Verarbeitung nicht getrennt werden. Der Kompromiss besteht darin, einen gewissen Verlust an Informationen zu akzeptieren, indem entweder Teile der gewünschten Mode zusammen mit der (den) unerwünschten Mode(n) unterdrückt oder abgeschwächt bzw. gedämpft werden oder Teile der unerwünschten Mode(n) als Störung oder Fehler akzeptiert werden, die bzw. der in der gewünschten Mode vorhanden ist.
Ein Beispiel eines Problems der Modentrennung bei der seismischen Verarbeitung wird durch Grenzflächenwellen an der Oberfläche der Erde illustriert (Oberflächenwellen oder störende Oberflächenwellen (”ground roll”)). Störende Oberflächenwellen (”ground roll”) treten üblicherweise bei kommerziellen seismischen Landvermessungen auf. Ihre Amplituden sind typischerweise gegenüber anderen Moden dominant. Um störende Oberflächenwellen vollständig abzuschwächen bzw. zu dämpfen, muss die räumliche Abtastung des Wellenfeldes ausreichend sein, um Aliasing in dem Frequenzband der gewünschten Mode zu vermeiden. Seismischen Landvermessungen sammeln traditionellerweise seismische Daten unter Verwendung von Sensorsstationen, die durch einen gleichmäßigen räumlichen Abstand getrennt sind. Für seismische 3D-Vermessungen ist der räumliche Abstand in Profillinienrichtung (inline) normalerweise kleiner als der räumliche Abstand quer zur Profillinienrichtung (crossline). Typische Sensorstationsabstände in Profillinienrichtung betragen 6,25 bis 300 Meter. Typische Sensorstationsabstände quer zur Profillinienrichtung betragen 50 bis 400 Meter. Üblicherweise verwendete Sensorstationsabstände in Profillinienrichtung und quer zur Profillinienrichtung ergebende Sensorstationsdichten von 160 bis 800 Sensorstationen pro Quadratkilometer. 1 ist eine 2D-Aufnahme für gemeinsame Sprengung (common shot), bei der der Sensorstationsabstand für einen Teil der 2D-Linie von 5 auf 1,25 m reduziert wurde. Die einzige Energie, die in dieser Figur ersichtlich ist, ist Grenzflächenenergie, die unter Verwendung eines Sensorstationsabstands von 5 Metern einen hochgradigen Treppeneffekt zeigt. Die Verwendung eines Sensorstationsabstands von 1,25 Metern eliminiert räumliches Aliasing für mehr Frequenzen und ermöglicht es, dass die korrekte scheinbare Geschwindigkeit der Energie berechnet wird. Das Eliminieren von räumlichem Aliasing ermöglicht es, dass diese unerwünschte Energiemode durch traditionelle seismische Datenverarbeitungsverfahren geeignet isoliert und abgeschwächt bzw. gedämpft wird. Räumliche Sensorstationsabstände in der Größenordnung von 1 bis 3 Metern ermöglichen es häufig, dass Grenzflächenwellen von einem Großteil der gewünschten Mode isoliert werden, insbesondere für das typische seismische Frequenzband und wenn die Erde in ebenen Schichten aufgebaut ist. Für eine 3D-Vermessung mit gleichförmigen Sensorstationsabständen in Profillinienrichtung und quer zur Profillinienrichtung würde ein Sensorstationsabstand von 1 Meter eine Million Sensoren pro Quadratkilometer erfordern. Eine Erhöhung des Sensorstationsabstands auf 3 Meter würde mehr als 100.000 Sensorstationen pro Quadratkilometer erfordern. In Anbetracht des Umstands, dass seismische 3D-Felder typischerweise sechs bis zwanzig Quadratkilometer abdecken, würden diese geringen Sensorstationsabstände Millionen von aktiven Sensorstationen erfordern. Sogar wenn die zu Grunde liegende Ausrüstungszuverlässigkeit große Sensorstationenanzahlen zulassen würde, wären die Betriebskosten und der Umwelteinfluss inakzeptabel, und die Datenmengen würden untragbar groß sein.
Seismische Erfassung setzt verschiedene Verfahren ein, um bei dem Ziel der Modentrennung zu helfen. Quellen- und Empfängeranordnungen bzw. -arrays werden häufig mit einem Hauptziel verwendet, unerwünschte Raumfrequenzen zu unterdrücken. Arrays unterscheiden jedoch nicht explizit zwischen Moden. Vielmehr filtern sie alle Moden und erreichen als solche nicht eine Modentrennung. Arrays können bei der Modentrennung hilfreich sein, wenn die unerwünschte(n) Mode(n) ausschließlich aus Raumfrequenzen besteht (bestehen), die durch das Array unterdrückt werden, während die gewünschte(n) Mode(n) ausschließlich aus Raumfrequenzen besteht (bestehen), die durch das Array durchgelassen werden. Diese Bedingung ist jedoch selten vollständig erfüllt. Eine gewünschte Mode bzw. gewünschte Moden besteht bzw. bestehen häufig aus einem breiten Bereich von Raumfrequenzen, insbesondere dann, wenn die Erdstruktur komplex ist. Außerdem haben Intraarraystatik und andere nicht ideale Aspekte den Effekt, den Raumfrequenzinhalt der gewünschten Mode(n) wesentlich zu verbreitern. Dementsprechend ist es bekannt, dass Arrays auch eine gewünschte Mode bzw. gewünschte Moden wesentlich abschwächen bzw. dämpfen, insbesondere bei höheren Frequenzen.
Seismische Erfassung verwendet auch Mehrkomponentenverfahren, um bei dem Ziel der Modentrennung zu helfen. Mehrkomponenten-Seeerfassung besteht gewöhnlich aus einer Kompressionswellen-Seequelle, wie etwa Druckluftkanonen oder Seevibratoren, und Meeresbodenkabeln, die Hydrophone und Translationsbewegungssensoren (Geophone oder Beschleunigungsmesser) enthalten. Die Verwendung von Meeresbodenkabeln, die Hydrophone und Bewegungssensoren enthalten, die eine vertikale Translationsbewegung messen, wird häufig als Zweikomponenten- oder 2C-Erfassung bezeichnet. Die Verwendung von Meeresbodenkabeln, die Hydrophone und Bewegungssensoren enthalten, die eine vertikale Translationsbewegung und zwei orthogonale senkrechte horizontale Translationsbewegungen messen, wird häufig als Vierkomponenten- oder 4C-Erfassung bezeichnet. Mehrkomponenten-Landerfassung besteht gewöhnlich aus konventionellen Landquellen, wie etwa vergrabenem Dynamit oder einer sich vertikal translatorisch bewegenden Vibrationsquelle, aber verwendet Bewegungssensoren, die eine vertikale und zwei orthogonale horizontale Translationsbewegungen messen (Geophone oder Beschleunigungsmesser). Dies wird häufig als Dreikomponenten- oder 3C-Erfassung bezeichnet. Zusätzlich zu einer sich vertikal translatorisch bewegenden Vibrationsquelle werden manchmal jeweils auch sich horizontal translatorisch bewegende Vibrationsquellen (Bird (2000) US 6,065,562 ) (Owen (2000) US 6,119,804 ) an demselben Quellenort verwendet. Dieser Ansatz wird als seismische Neunkomponenten- oder 9C-Erfassung bezeichnet (Alford (1989) US 4,803,666 ).
Seismische Mehrkomponentendaten werden für eine Vielzahl von Zwecken verwendet, einschließlich, unter bedeutenden Annahmen, einer annähernden Modentrennung. Seismische 2C-Daten werden jedoch häufig verwendet, um sich nach oben ausbreitende von sich nach unten ausbreitenden Kompressionswellen zu trennen, was zu Anwendungen wie etwa Entfernung von Geisterscheinungen (Deghosting) und mehrfache Entfernung einer freien Oberfläche führt (Robertsson (2004) US 6,775,618 ). Die Trennung von sich nach oben ausbreitenden von sich nach unten ausbreitenden Kompressionswellen wird häufig als ”Wellenfeldtrennung” bezeichnet. Wellenfeldtrennung und Modentrennung unterscheiden sich dadurch, dass eine Modentrennung die Trennung unterschiedlicher Wellenausbreitungsmoden umfasst, während eine Wellenfeldtrennung die Trennung von zwei oder mehr Wellen einer einzigen Mode umfasst, die sich in unterschiedlichen Richtungen ausbreiten. Tenghamn (2007 US 7,239,577 B2 ) schlägt eine 2C-Erfassung durch Druck- und Translationsbewegungssensoren in einem Streamer vor. Tenghamn bezeichnet Drucksensoren als ”Druckgradientensensoren”. Dies sollte nicht mit der Verwendung des Begriffs ”Druckgradient” hierin verwechselt werden, wo es beabsichtigt ist, eine räumliche Ableitung des Drucks zu bezeichnen. Amundsen (2007, US 7,286,938 ) verallgemeinert für eine Trennung von Ausbreitung nach oben und unten für longitudinale und Scherwellen in einem elastischen Medium unter Verwendung von Mehrkomponentenquellen und -empfängern. Seismische 3C-Daten werden häufig verwendet, um longitudinale Wellen von Scherwellen unter der Annahme zu trennen, dass seismische Wellen sich vertikal zu der Oberfläche der Erde ausbreitende ebene Wellen sind. Daher wird die longitudinale Welle als vertikale Translationsbewegung erfasst, und die Scherwelle wird als horizontale Translationsbewegung erfasst. Seismische 4C-Daten werden häufig sowohl zum Zweck der Trennung von sich nach oben und unten ausbreitenden Kompressionswellen, als auch zum Zweck der Trennung von ebenen longitudinalen und Scherwellen verwendet, die aus dem Untergrund der Erde vertikal am Meeresboden ankommen. Anwendungen, die seismische 9C-Daten verwenden, nehmen häufig dieselben Bedingungen der seismischen 3C-Daten auf der Empfängerseite an und nehmen vertikal von der Quelle ausgehende Wellen an. Aus diesem Grund werden sich vertikal translatorisch bewegende Vibrationsquellen häufig als Kompressions-, Longitudinal- oder P-Wellen-Quellen bezeichnet, während sich horizontal translatorisch bewegende Vibrationsquellen häufig als Scher- oder S-Wellen-Quellen bezeichnet werden. Es existieren viele Verfahren für sich horizontal translatorisch bewegende Vibrationsquellen (z. B. Erich (1982) US 4,327,814 ). Unabhängig von der Orientierung geben translatorische Vibrationsquellen an Land jedoch stets eine Vielzahl von Moden ab, einschließlich sowohl P- als auch S-Wellen, und das sogar in einem idealen homogenen, isotropen, elastischen Medium oder Halbraum. Beispiele für 9C-Aufnahmen mit gemeinsamem Quellenpunkt sind in 2 gezeigt. Die Figur enthält Daten von einer 2D-Linie von seismischen 3C-Sensoren, wobei die Vibrationsquellen einen minimalen senkrechten Versatz von der Sensorlinie hatten. Wenn die Energie von einer vertikal ausgerichteten Vibrationsquelle an einem seismischen 3C-Sensor erfasst wird, wird an allen Komponenten signifikante Energie gemessen, nicht nur an dem vertikal ausgerichteten Sensor. Entsprechend erzeugt eine horizontal ausgerichtete Vibrationsquelle, deren Bewegungsachse parallel oder senkrecht zu der Richtung der 3C-Sensorlinie ist, an allen Komponenten der 3C-Empfänger signifikante Energie. Es ist klar, dass die Ausrichtung einer Translationsbewegungs-Vibrationsenergiequelle an seismischen 3C-Sensoren unterschiedliche Signale erzeugt. Aber seismische 9C-Erfassung isoliert nicht eindeutig die Aufzeichnung bestimmter Energiemoden bzw. schließt diese eindeutig aus. Hardage (2004, US 6,831,877 ) und Gilmer (2003, US 6,564,150 ) schlagen eine Quellen- und Sensormethodik vor, um horizontale Translationsachsen von Quellen und Empfängern auszurichten, um die Trennung von Moden zu verbessern. In der Praxis kann die Energie an einer gegebenen Sensorkomponente sogar mit seismischen 3C-Sensoren und 3C-Quellen nicht eindeutig einer gegebenen Wellenausbreitungsmode zugeordnet werden.
Es ist eine stillschweigende Annahme kommerzieller Seismologie gewesen, dass an seismischen 3C-Empfängern aufgezeichnete Translationsbewegungen es ermöglichen, das seismische Wellenfeld vollständig zu charakterisieren. Es gibt jedoch zusätzliche Freiheitsgrade der Bodenbewegung, die einen Informationswert haben können, der zur Modentrennung nützlich ist. Man betrachte das seismische Wellenfeld, das durch die Funktion v(x, y, z) repräsentiert wird, wobei v eine Vektorgröße ist, die einer Translationsbewegung entspricht, wie etwa einer Verlagerung, Teilchengeschwindigkeit oder Teilchenbeschleunigung. Ein vertikales Geophon würde v_z messen, und die zwei horizontalen Geophone würden v_x und v_y messen, um drei Komponenten der Bewegung zu ergeben. Es gibt neun Gradienten (räumliche Ableitungen) der drei Translationsbewegungen in den drei Raumrichtungen, die gegeben sind durch:
Idealerweise kann der Gradient in der x-Richtung durch Subtraktion von Spuren von benachbarten Stationen bei x₂ und x₁ approximiert werden als:
und ähnliche Approximationen können für die y- und die z-Richtung vorgenommen werden. Dann kann die Rotation c(x, y, y, t) berechnet werden:
Es ist anzumerken, dass die Rotation durch Subtraktion von Gradienten berechnet werden kann. Divergenz könnte ebenfalls aus (2) oben berechnet werden. Existierende Ansätze zur Erfassung dieser zusätzlichen Freiheitsgrade haben die Tendenz, eine Subtraktion von dicht beabstandeten oder gruppierten Translationsbewegungssensoren zu verwenden. Menard (2009, US 7,474,591 B2 ) verwendet sechs Translationsempfänger, um die Gradienten und dann die Rotationen zu approximieren, und nennt die Ausgabe von drei Translationen plus drei Rotationen ein Sechskomponentensystem. Tokimatsu (1991, EP 0 455 091 A2 ) und Curtis und Robertsson (2001, GB 2 358 469 ; 2001, GB 2 358 468 ; 2004 US 6,791,901 und 2001 EP 1 254 383 B1 ) schlagen die Verwendung lokal dichter Sensoranordnungen an jeder Sensorstation vor und verwenden einen typischen Sensorstationsabstand. Die Approximation räumlicher Ableitungen unter Verwendung von Translationssensoren umfasst jedoch die Subtraktion von zwei großen Signalen (die Translation), um ein viel kleineres zu erhalten. Dies kann in der Praxis aus verschiedenen Gründen sehr schwierig zu implementieren sein. Ein Problem besteht darin, dass die Sensoren für eine gute gemeinsame Modenzurückweisung präzise angepasst sein müssen. Darüber hinaus müssen die verschiedenen Sensoren entlang desselben Horizonts um eine präzise Distanz voneinander getrennt sein. Drittens darf sich die Erde zwischen den verschiedenen zu subtrahierenden Elementen nicht in ihren Eigenschaften ändern. Viertens muss die Kopplung jedes Sensors zur Erde identisch sein. Außerdem macht die Anwesenheit von Zufallsrauschen das Signal-Rauschverhältnis nach der Subtraktion viel schlechter.
In ähnlicher Weise gibt es Erfindungen, in denen beabstandete oder gruppierte Drucksensoren verwendet werden, um räumliche Druckgradienten für verschiedene Anwendungen zu berechnen. Zum Beispiel sind Paare von Empfängern in unterschiedlichen Tiefen zur Wellenfeldtrennung (Trennung einer sich nach oben und einer sich nach unten ausbreitenden Kompressionswelle) und zur Verringerung von Geisterscheinungen (Deghosting) vorgeschlagen worden (Loewenthal (1988) US 4,752,916 ), (Robertsson 2001, EP 1 254 383 B1 ; 2008, EP 1 703 303 A2 ; 2003, US 2003/0147306 und 2001, GB 2 358 468 A ), (Curtis and Robertsson, 2001, GB 2 358 469 ), (Paffenholz, 2001, US 6,188,963 ). Probleme mit nicht angepassten Sensoren, der präzisen Anordnung von Streamern vertikal beabstandet und Störungen bewirken Beschränkungen bei der Wellenfeldtrennung durch diese Verfahren. Ein weiteres Beispiel verwendet eine Vielzahl von Drucksensoren (Hydrophonen) in einer Bohrung, um eine Modentrennung von Kompressionswellen, Scherwellen und Röhrenwellen durchzuführen. Muyzert ( 2008/0316860 A1 ) verwendet Paare von Drucksensoren und berechnet einen Druckgradienten durch Subtraktion. Rice (1988, US Patent 4,789,968 ) verwendet Dipol-Hydrophone (d. h. zwei Sensoren, die subtrahiert werden), um Kompressionswellen und nicht Röhrenwellen (4A–C) in einer Bohrung aufzuzeichnen. 4A ist eine schematische Darstellung der Elemente eines Paars orthogonaler Hydrophone. Ein Beispiel, das piezoelektrische Dipol-Hydrophone verwendet, ist in 4B gezeigt. 4C zeigt eine perspektivische Ansicht eines seismischen Streamers, der in einem Bohrloch angeordnet ist. Sowohl Kompressionswellen als auch Röhrenwellen verursachen eine Druckmodulation, so dass ein Drucksensor (z. B. ein Hydrophon) beide Moden erfasst. Eine Eigenschaft von Röhrenwellen ist eine Drucksymmetrie in Bezug auf das Bohrlochzentrum. Das Verfahren von Rice beruht auf der Subtraktion von Signalen von den zwei Hydrophonen, die symmetrisch um die Bohrlochachse angeordnet sind (zum Beispiel die Pole A und B in 4A). Die Subtraktion schwächt die Röhrenwelle ab, aber hat auch unerwünschte Auswirkungen auf die Kompressionswelle. Darüber hinaus müssen Hydrophone auf gegenüberliegenden Seiten des Bohrlochs gut angepasst sein, um eine geeignete Unterdrückung einer gemeinsamen Mode zu erreichen. Es hat sich herausgestellt, dass diese Bedingung schwierig zuverlässig und wiederholt zu erreichen ist.
Es sind seismische Datenerfassungssensoren und Quellen vorgeschlagen worden, die weder druckspezifisch noch translatorisch sind, sondern unmittelbar auf Gradienten und Rotation reagieren. Ein Beispiel ist ein Druckgradientenwandler (Meier, 2007, US 7,295,494 ). Die Erdbebenseismologiegemeinde hat einen Informationswert von zusätzlichen drei Freiheitsgraden der Bodenbewegung erkannt; Rotationsbewegung um jede der drei gegenseitig orthogonalen Achsen (Graizer 2005 & 2006, Trifunac 2001, Nigbor 1994). Cowles (1984, US 4,446,541 ) offenbart ein Rotationsgeophon, das eine Rotation um eine einzige Achse misst und in Kombination mit einem einzelnen Translationsbewegungssensor verwendet wird. Ähnliche Vorrichtungen sind für verschiedene Anwendungen in anderen Industrien eingesetzt worden. Analog Devices baut eine 6C-Vorrichtung, die ADIS 16362, die ein triaxialer Trägheitssensor ist, der eine dreidimensionale Teilchenbewegungsmessung und dreidimensionale Rotationsmessungen bereitstellt. In ähnlicher Weise offenbart Won (1982, US 4,310,066 ) für Quellen einen Impuls-Torsions-Scherwellengenerator, der horizontal polarisierte seismische Scherwellen erzeugen soll. Kompressions- und Scher-Impulsquellen erzeugen jedoch auch mehrere Energiemoden. Eine gesteuerte seismische Vibrationsquelle, die eine rotierende exzentrische Masse verwendet, wird von Cole (1992, US 5,166,909 ; 1993, EP 0325029 B1 ) beschrieben. Die von Cole beschriebene Quelle überträgt jedoch sowohl Drehmoment als auch Kompression auf das Medium und regt sowohl Scher- als auch Kompressionswellen an.
Es besteht ein Bedarf an Erfassungsverfahren, die eine verbesserte Spezifität oder Trennung bzw. Separation von einzelnen Ausbreitungsmoden bereitstellen, ohne eine dichte Abtastung oder eine lokale dichte Abtastung zu verwenden. Insbesondere sollten Probleme bei einer Unterdrückung einer gemeinsamen Mode durch Subtraktion großer und nahezu gleicher Signale vermieden werden, die mit Translations- oder Drucksensoren aufgezeichnet wurden, um diese Spezifität oder Trennung zu erhalten.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur seismischen Datenerfassung bzw. Erfassung seismischer Daten, das Sensoren, die selektiv auf eine gewünschte Mode antworten oder modenabhängige Antworten haben, und/oder Quellen, die eine einzelne Mode oder Gruppen von Moden erzeugen können, deren Energieverteilungen in einer gewünschten Weise unterschiedlich gemacht werden können, als ein. Mittel verwendet, um verschiedene seismische Energiemoden zu trennen bzw. zu separieren. Die Erfindung erreicht Modentrennung bei der seismischen Datenerfassung im Unterschied zur seismischen Datenverarbeitung. Anders als seismische Verarbeitungsverfahren zur Modentrennung, die auf einer Laufzeit zwischen Quelle und Sensor, einer scheinbaren Geschwindigkeit, einer Raumfrequenz oder anderen Raum-Zeit-Beziehungen in einer oder mehreren Raumdomänen bzw. -bereichen beruhen, kann die Erfindung Modentrennung bei der seismischen Erfassung durch selektive Verwendung von Sensor- und/oder Quellentypen erreichen. Die Erfindung beruht nicht auf Informationen von benachbarten Orten von Quellen und/oder Sensoren, um die Modentrennung zu erreichen, wie bei der seismischen Verarbeitung, sondern erreicht die Modentrennung für jeden Quellen- und Sensorort unabhängig.
Ein Beispiel eines Sensors, der verwendet werden kann, um in dem vorliegenden erfinderischen Verfahren Körperwellen zu trennen, ist ein Sensor, der für Scherwellen empfindlich ist, aber für Kompressionswellen unempfindlich ist. Eine Untersuchung der inhärenten Natur von Scher- und Kompressionswellen und dessen, wie sie sich voneinander unterscheiden, kann eine Ausgestaltung für einen solchen Sensor vorschlagen. Zum Beispiel sind Scherwellen eine Übertragung von Drehmoment, aber umfassen nicht eine Kompression des Mediums. (Mathematisch ist die Rotation von Verlagerungen in dem Medium nicht null, während die Divergenz von Verlagerungen null ist.) Kompressionswellen komprimieren das Medium, was eine Druckmodulation erzeugt, aber üben keine Torsion auf das Medium aus. (Mathematisch ist die Divergenz von Verlagerungen in dem Medium nicht null, während die Rotation von Verlagerungen null ist.) Dementsprechend ist ein Sensor, der eine Drehmoment- oder Rotationsmodulation registriert, aber keine Druckmodulation registriert, selektiv empfindlich für Scherwellen. Im Unterschied dazu ist ein Sensor, der eine Druckmodulation registriert, aber kein Drehmoment oder keine Rotation registriert, selektiv empfindlich für Kompressionswellen.
Sensoren, die selektiv auf eine gewünschte Mode antworten, können konstruiert werden. Derartige Sensoren sind von Translationsbewegungssensoren (z. B. Geophonen und Beschleunigungsmessern) verschieden, weil Translationsbewegung ein Merkmal aller Moden ist. Dementsprechend unterscheiden Translationsbewegungssensoren nicht zwischen Moden, sondern registrieren alle Moden. Diese Erfindung umfasst nicht Verfahren, die Translationsbewegungssensoren verwenden, um als ein Mittel zur Trennung von Kompressions- und Scherwellen Translationsbewegung in Bezug auf die Ausbreitungsrichtung zu bestimmen, wie zum Beispiel bei der 3C-Multikomponentenerfassung. Weil das seismische Wellenfeld komplex ist und gleichzeitig viele Wellenausbreitungsmoden aus vielen Richtungen enthalten kann, sind diese Verfahren, die auf Translationsbewegungssensoren beruhen, häufig problematisch.
Die Erfindung vermeidet Probleme, die mit der Subtraktion von Signalen von dicht beabstandeten Sensoren einer lokal dichten Anordnung bzw. eines lokal dichten Arrays in Zusammenhang stehen. Darüber hinaus ermöglicht die Fähigkeit, selektiv eine gewünschte Mode an einer einzelnen Sensorstationen zu messen, dass der Sensorstationsabstand (Empfängerabtastung) nur auf Basis von Anforderungen gewählt wird, die gewünschte Mode abzutasten. Im Unterschied dazu muss die konventionelle seismische Erfassung alle Moden geeignet abtasten, die bei der seismischen Verarbeitung einschließlich der Modentrennungsverarbeitung verwendet werden. Wie zuvor beschrieben worden ist, kann dies eine mühsame Abtastungsanforderung auferlegen, die in der Praxis nicht vollständig erfüllt werden kann, was zu einer beschränkten Verarbeitungsleistung und erheblichen Fehlern oder Störungen führt.
Ein Beispiel für eine Quelle, die in der vorliegenden Erfindung verwendet werden kann, ist eine Quelle, die Drehmoment, aber keine Kompression auf das Medium überträgt. Eine solche Quelle, die in einem elastischen Medium vergraben ist, das in der Nähe der Quelle homogen und isotrop ist, komprimiert das Medium nicht, sondern überträgt nur ein Drehmoment auf das Medium. (Mathematisch ist die Rotation von nahe gelegenen Verlagerungen in dem Medium, die durch die Quelle verursacht werden, nicht null, während die Divergenz von Verlagerungen null ist.) Eine derartige Quelle regt selektiv Scherwellen in dem Medium an. Im Unterschied dazu überträgt eine Quelle, die auf das Medium Kompression überträgt, aber kein Drehmoment, kein Drehmoment bzw. keine Torsion auf das Medium. (Mathematisch ist die Divergenz von nahe gelegenen Verlagerungen in dem Medium, die durch die Quelle verursacht werden, nicht null, während die Rotation von Verlagerungen null ist.) Eine derartige Quelle regt selektiv Kompressionswellen in dem Medium an. Eine allgemeinere Quelle, die als Teil der Erfindung verwendet werden kann, steuert alle Komponenten des Longitudinal- und Drehmoments, das auf die Erde übertragen wird, was eine gesteuerte Energieaufteilung verschiedener Moden zur Folge hat.
Es können Quellen konstruiert werden, die selektiv eine gewünschte Mode anregen. Derartige Quellen unterscheiden sich von translatorischen Vibrationsquellen (z. B. vertikal und horizontal translatorischen Vibrationsquellen), weil Translationsbewegung ein Merkmal aller Moden ist. Dementsprechend regen Translationsquellen nicht selektiv gewünschte Moden an, sondern regen viele Moden an. Diese Erfindung umfasst nicht Verfahren, die translatorische Vibrationsquellen verwenden, um, wie zum Beispiel bei der 9C-Multikomponentenerfassung, ein Translationsmoment in Bezug auf die Ausbreitungsrichtung als ein Mittel zur selektiven Anregung von Kompressions- oder Scherwellen zu übertragen. Weil translatorische Vibrationsquellen unabhängig von der Orientierung gleichzeitig viele Wellenausbreitungsmoden in vielen Richtungen anregen, sind diese Verfahren häufig problematisch.
In zumindest einigen ihrer Ausführungsformen umfasst die Erfindung die Verwendung von modenselektiven Sensoren oder Sensorsätzen, möglicherweise gekoppelt mit modenselektiven Quellen oder Quellensätzen. Die seismischen Daten, die durch eine erfolgreiche Verwirklichung der Erfindung erhalten werden, enthalten weniger Wellenausbreitungsmoden oder zumindest eine andere Energiegewichtung von Moden als seismische Daten, die durch konventionelle Erfassung erhalten werden. Welche Moden in den seismischen Daten gut gemessen und verstärkt werden und welche Moden in den seismischen Daten abgeschwächt bzw. gedämpft oder aus diesen ausgeschlossen werden, hängt von der spezifischen Implementierung der Erfindung ab. Wenn die Mode, die gewünscht ist (z. B. zu Zwecken der Abbildung und Inversion), in den seismischen Daten eingeschlossen oder verstärkt ist und gegenüber anderen Moden in den seismischen Daten eine dominante Amplitude hat, dann kann es sein, dass eine Modentrennungsverarbeitung nicht notwendig ist, da die Mode bei der Erfassung durch Verwendung der Erfindung erfolgreich getrennt worden ist. Wenn andere Moden gegenüber der gewünschten Mode vergleichbare oder größere Amplituden haben, dann kann auch eine gewisse Modentrennungsverarbeitung notwendig sein. Mit anderen Worten schließt die Verwendung des vorliegenden erfinderischen Verfahrens nicht notwendigerweise weitere Verbesserungen bei der Modentrennung durch Datenverarbeitungsverfahren aus.
In anderen ihrer Ausführungsformen erfasst oder verstärkt das vorliegende erfinderische Verfahren selektiv eine oder mehrere unerwünschte Moden. Die seismischen Daten, die durch diese Ausführungsform der Erfindung erhalten werden, können verwendet werden, um die unerwünschte(n) Mode(n) zur Entfernung aus anderen seismischen Datensätzen, die, möglicherweise gleichzeitig, über demselben Ort gesammelt wurden, besser zu charakterisieren. Die anderen seismischen Datensätze können durch konventionelle Erfassung oder durch andere Ausführungsformen der Erfindung erhalten werden. Wenn eine Ausführungsform der Erfindung verwendet wird, die die unerwünschte Mode bzw. unerwünschten Moden verstärkt, können sie (möglicherweise nach Gewichtung) von dem anderen Datensatz bzw. den anderen Datensätzen subtrahiert werden, um die unerwünschte(n) Mode(n) aus dem anderen Datensatz bzw. den anderen Datensätzen zu entfernen. Andere Prozesse als Subtraktion oder gewichtete Subtraktion können ebenfalls die Verwendung des ersten Datensatzes, der. die unerwünschte(n) Mode(n) enthält, möglich machen, um die unerwünschte(n) Mode(n) selektiv aus dem anderen Datensatz bzw. den anderen Datensätzen zu entfernen.
Unter Bezugnahme auf das Flussdiagramm der 6 ist die Erfindung in einer Ausführungsform, nachdem zuerst eine gewünschte seismische Mode (61) gegenüber einer unerwünschten seismischen Mode (62) ausgewählt wird, ein Verfahren zur Erfassung modengetrennter bzw. -separierter seismischer Daten, das aufweist, seismische Energie aufzuzeichnen (64), die durch ein Medium zu einem oder mehreren Sensoren in einer Vielzahl von seismischen Energiemoden übertragen wird, wobei alle Sensoren bevorzugt eine ausgewählte der seismischen Energiemoden aufzeichnen bzw. erfassen und keine Translationsbewegung detektieren (63), was in modengetrennten seismischen Daten resultiert (65). Einige Ausführungsformen der Erfindung verwenden auch eine seismische Quelle, die bevorzugt die ausgewählte seismische Energiemode überträgt (63).
Eine Variation dieses Verfahrens umfasst: Aufzeichnen eines ersten Datensatzes seismischer Energie, die von einer ersten seismischen Quelle durch ein Medium in einer Vielzahl von Moden übertragen wird, die eine erste Mode und eine zweite Mode umfassen; Aufzeichnen eines zweiten Datensatzes seismischer Energie, die von einer zweiten seismischen Quelle durch das Medium entweder in einer einzigen Mode, die die erste Mode ist, oder in einer Vielzahl von Moden übertragen wird, die die erste Mode und die zweite Mode umfassen, aber mit einer anderen Energieverteilung zwischen den Moden als für die erste seismische Quelle; und Trennen bzw. Separieren der ersten und der zweiten Mode durch eine Kombination der zwei Datensätze.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Die vorliegende Erfindung und ihre Vorteile werden durch Bezugnahme auf die folgende detaillierte Beschreibung und die beigefügten Zeichnungen besser verständlich, in denen:
1 ein Beispiel von 2D-Sensorstationen zeigt, das eine räumliche Abtastung mittlerer und hoher Dichte verwendet,
2 einen Satz von Aufzeichnungen für einen gemeinsamen Quellenpunkt aus einem seismischen 9C-Datensatz zeigt,
3A–B Anwendungen einer Einzelbohrungsprofilierung zeigt, die die Ortung der Salzflanke (3A) und die Anordnung horizontaler Bohrungen (3B) umfassen,
4A–C gekreuzte Dipolhydrophonstreamer darstellen, wie es durch Rice beschrieben wird, mit einem schematischen Diagramm der Elemente eines Paars orthogonaler Hydrophone, die in 4A gezeigt sind, einer Ausführungsform von piezoelektrischen Dipolhydrophonen, die in 4B gezeigt sind, und einer perspektivischen Ansicht eines in einem Bohrloch angeordneten seismischen Streamers, der in 4C gezeigt ist,
5 ein Beispiel einer Modentrennung zur Verstärkung einer seismischen Rohdatenaufnahme zeigt und
6 ein Flussdiagramm ist, das grundlegende Schritte in einer Ausführungsform des vorliegenden erfinderischen Verfahrens zeigt.
Die Erfindung wird in Verbindung mit beispielhaften Ausführungsformen beschrieben. In dem Maße, in dem die folgende detaillierte Beschreibung für eine bestimmte Ausführungsform oder eine bestimmte Verwendung der Erfindung spezifisch ist, ist dieses jedoch nur zur Veranschaulichung beabsichtigt und darf nicht als den Bereich der Erfindung beschränkend interpretiert werden. Im Gegenteil ist es beabsichtigt, alle Alternativen, Modifikationen und Äquivalente abzudecken, die in dem Bereich der Erfindung enthalten sein können, wie er durch die beigefügten Ansprüche definiert ist.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG BEISPIELHAFTER AUSFÜHRUNGSFORMEN
Eine Ausführungsform der Erfindung bezieht sich auf eine Modentrennung bzw. -separation in einer 2C-Meeresbodenerfassung, um Kompressionswellen zu unterscheiden, d. h. um P-Wellen von S-Wellen zu trennen. Die Ausführungsform verwendet zwei zusammen angeordnete Sensortypen, von denen jeder selektiv für Kompressionswellen empfindlich ist und nicht für Scherwellen empfindlich ist, zur seismischen 2C-Erfassung. Ein Sensortyp ist ein Drucksensor, zum Beispiel ein Hydrophon, wie es in der konventionellen 2C-Erfassung verwendet wird. Ein zweiter Sensortyp ist ein Druckgradientensensor, zum Beispiel einer, wie er durch Meier (2007, US 7,295,494 ) offenbart wird, der ausgerichtet ist, um die vertikale Komponente des Druckgradienten zu messen. Diese Ausführungsform hat gegenüber einer konventionellen 2C-Meeresbodenkabel-(ocean bottom cable, OBC-)Erfassung, die ein Hydrophon und vertikal ausgerichtete Translationsbewegungssensoren (Geophone oder Beschleunigungsmesser) verwendet, um eine Druckmodulation bzw. eine Modulation einer vertikalen Translationsbewegung zu messen, einen erheblichen Modenunterscheidungsvorteil. Das Hydrophon ist ein Drucksensor und ist daher selektiv für Kompressionswellen empfindlich. Geophone und Beschleunigungsmesser sind jedoch Translationsbewegungssensoren und daher nicht selektiv für Kompressionswellen empfindlich. Dementsprechend verursachen zusätzliche in den vertikalen Sensoren erfasste Moden einen Fehler, wenn die 2C-Daten verwendet werden, um sich nach oben und unten ausbreitende Kompressionswellen zu trennen. Die Anwendung der beschriebenen Ausführungsform der Erfindung ermöglicht jedoch eine seismische 2C-Erfassung, die die durch vertikale Translationsbewegungssensoren aufgezeichneten unerwünschten Moden vermeidet. Aufzeichnungen von Drucksensoren und Druckgradientensensoren können in Kombination verwendet werden, um sich nach oben und unten ausbreitende Kompressionswellen zu trennen (die nicht unterschiedliche Moden sind). Weil beide Sensortypen selektiv für Kompressionswellen empfindlich sind, wird eine Kontamination durch andere Moden vermieden.
Die zuvor beschriebene Ausführungsform kann auch in anderen Situationen als einer seismischen Meeresbodenerfassung angewendet werden. Zum Beispiel können zusammen angeordnete Druck- und Druckgradientensensoren auch bei seismischen Meeresstreamer-, Bohrloch- und vertikalen seismischen Profilierungs-(vertical seismic profiling, VSP-)Anwendungen verwendet werden.
In vielen Situationen kann es sein, dass die Kompressionswellenausbreitung nicht auf eine Ausbreitung nach oben und nach unten beschränkt ist, sondern sich in nicht vertikalen Richtungen ausbreiten kann. Weil Druck eine skalare Größe ist, wird ein Drucksensor durch die Ausbreitungsrichtung einer Kompressionswelle nicht beeinflusst. Der Druckgradient ist jedoch eine Vektorgröße und wird durch die Ausbreitungsrichtung einer Kompressionswelle beeinflusst. Eine vollständige Messung des Druckgradienten einer Kompressionswelle, die sich in einer beliebigen Richtung ausbreitet, erfordert drei oder mehr zusammen angeordnete Druckgradientenwandler mit unterschiedlichen Orientierungen. Zum Beispiel kann für Aufzeichnungen von drei zusammen angeordneten Druckgradientenwandlern, die in drei gegenseitig orthogonalen Richtungen ausgerichtet sind, eine Vektorsumme gebildet werden, um den Druckgradienten einer Kompressionswelle zu erhalten, die sich in irgendeiner Richtung ausbreitet. Ein zusammen mit drei gegenseitig orthogonalen Druckgradientensensoren angeordneter Drucksensor ist eine Ausführungsform der Erfindung, die auch zur seismischen Meeresbodenerfassung verwendet werden kann, um selektiv Kompressionswellen zu messen. Dann können die Messungen von Druck und Druckgradient von Kompressionswellen, nicht kontaminiert durch andere Moden, in bestehenden Wellenfeld-Trennverfahren verwendet werden, um Kompressionswellen gemäß der Ausbreitungsrichtung zu trennen. Diese Ausführungsform der vorliegenden Erfindung kann in ähnlicher Weise in anderen Situationen als der seismischen Meeresbodenerfassung verwendet werden, zum Beispiel Meeresstreamer-, Bohrloch- und vertikalen seismischen Profilierungsanwendungen.
Eine andere Ausführungsform der Erfindung kombiniert die vorhergehende Ausführungsform zur selektiven Messung der Kompressionswelle mit Sensoren, die selektiv die Kompressionswelle ausschließen und andere Moden messen, wie etwa Scherwellen. Sensoren, die nur für Drehmoment oder Drehbewegung empfindlich sind (hierin als ”Rotationssensoren” bezeichnet), sind für Kompressionswellen unempfindlich, aber sind für andere Moden empfindlich, wie etwa Scherwellen. Rotationssensoren können auf dem Meeresboden, in dem Meeresbodenschlamm oder unter dem Meeresboden vergraben angeordnet werden bzw. sein. Drei zusammen angeordnete Rotationssensoren können verwendet werden, um eine Drehbewegung um jede von drei gegenseitig orthogonalen Achsen zu messen. Die Ausführungsform kann diese Konfiguration von Rotationssensoren neben Konfigurationen von Druck- und Druckgradientensensoren umfassen, die in vorhergehenden Ausführungsformen beschrieben sind. Daher erzeugt die Ausführungsform Aufzeichnungen, die die Kompressionswelle enthalten, aber andere Moden nicht enthalten, und Aufzeichnungen, die die Kompressionswelle nicht enthalten, aber andere Moden einschließlich Scherwellen enthalten. Dementsprechend erreicht die Ausführungsform eine Modentrennung bzw. -separation mit Hilfe des Erfassungsverfahrens, ein Ziel der vorliegenden Erfindung. Die Ausführungsform hat Vorteile gegenüber konventioneller 4C-OBC-Erfassung, die ein Hydrophon zusammen angeordnete mit drei Geophonen (oder Beschleunigungsmessern) verwendet, die ausgerichtet sind, um Translationsbewegungen in jeder von drei gegenseitig orthogonalen Richtungen zu messen. Eine übliche Anwendung von seismischen 4C-Daten verwendet Hydrophone und vertikale Geophone, um auf die Kompressionswelle zu schließen, und horizontale Geophone, um auf die Scherwelle zu schließen. Geophone und Beschleunigungsmesser sind jedoch Translationsbewegungssensoren und daher unabhängig von ihrer Orientierung nicht selektiv für Kompressions- oder Scherwellen empfindlich. Horizontale Geophone erfassen auch Kompressionswellen, die sich in irgendeinem Winkel zur Vertikalen bewegen. Andere Moden, wie etwa Grenzflächenmoden, die sich entlang der Erde-Wasser-Grenzfläche bewegen, können ebenfalls erfasst werden. Daher kann ein Rückschluss auf Scherwellen aus horizontalen Geophonen schwierig sein und erhebliche Störungen oder Fehler enthalten. Rotationssensoren haben gegenüber horizontalen Geophonen Vorteile, weil sie nicht Kompressionswellen erfassen, sogar nicht diejenigen, die sich in einem Winkel zur Vertikalen bewegen.
Die zuvor beschriebene Ausführungsform kann auch in anderen Situationen als seismischer Meeresbodenerfassung angewendet werden. Zum Beispiel können zusammen angeordnete Rotations-, Druck- und Druckgradientensensoren auch bei seismischen Landerfassungs-, Bohrloch- und vertikalen seismischen Profilierungs-(vertical seismic profiling, VSP-)Anwendungen verwendet werden.
In einer anderen Ausführungsform kann das erfinderische Verfahren Kompressionswellen von Röhrenwellen in einer Bohrlochumgebung trennen. Diese Ausführungsform verwendet Sensoren, die für die gewünschte Kompressionskörperwelle empfindlich sind, aber für die Röhrenwelle unempfindlich sind. Dementsprechend beruht sie nicht auf einer Subtraktion von Signalen, um eine unerwünschte Mode zu schwächen. In der Nähe des Bohrlochzentrums ist die Druckmodulation von der Röhrenwelle sehr groß, aber die Druckgradientenmodulation von der Röhrenwelle ist klein oder null. Im Unterschied dazu moduliert eine Kompressionskörperwelle, die sich von der Formation durch das Bohrloch bewegt, den Druckgradienten wesentlich. Diese Ausführungsform verwendet Druckgradientensensoren in einer Bohrlochumgebung. Anstelle von zum Beispiel den zuvor bekannten Hydrophonkonfigurationen, die in 4 gezeigt sind, können die Druckgradientensensoren zum Beispiel, wie es von Meier (2007, US 7,295,494 ) offenbart wird, senkrecht zur Bohrlochachse ausgerichtet sein. Die Sensoren zeichnen Moden auf, die mit Kompressionskörperwellen in der Formation in Zusammenhang stehen, und nicht fundamentale oder andere symmetrische Röhrenwellenmoden. Das Werkzeug kann auch ein Mittel aufweisen, um das Werkzeug in dem Bohrloch zu zentrieren, insbesondere für horizontale Bohrungen. Da niederfrequente Röhrenwellen um die Bohrlochachse symmetrisch sind, haben sie im Bohrlochzentrum, wo die Sensoren angeordnet sind, keinen Druckgradienten und erden nicht aufgezeichnet. Nicht-symmetrische Röhrenwellen höherer Ordnung befinden sich nicht in dem seismischen Band und können durch Tiefpassfilterung eliminiert werden. Das Empfängersystem kann für viele Bohrlochanwendungen verwendet werden, einschließlich Einzelbohrungsprofilierungs-, VSP- und Kreuzbohrungsanwendungen. Zwei Beispiele einer Einzelbohrungsprofilierung sind in den 3A–B dargestellt. Aufgrund des kurzen Abstands zum Ziel und hoher Betriebsfrequenzen können hoch aufgelöste 2D-Bilder der bohrungsnahen Formationen erhalten werden. Die dargestellten Anwendungen sind die Lokalisierung der Salzflanke in 3A und die Positionierung von horizontalen Bohrungen in 3B. Einzelbohrungsprofilierung ist mit gegenwärtiger Technologie nicht realisierbar, weil die Röhrenwellenmoden, die in dem Bohrlochfluid erzeugt werden, viel größer als Reflexionen sind.
Die Erfindung bezieht sich auch auf die Verwendung von Quellen bei der seismischen Erfassung, die eine einzelne Mode oder Gruppen von Moden anregen, deren Energieverteilungen in einer gewünschten Weise unterschiedlich gemacht werden können. Eine Ausführungsform der Erfindung kann Moden zumindest teilweise durch Verwendung einer Quelle unterscheiden, die Drehmoment, aber nicht Kompression, auf das Medium überträgt und dadurch selektiv Moden angeregt, die nicht Kompressionswellen umfassen. Außerdem kann eine bevorzugte gesteuerte bzw. kontrollierte Vibrationsquelle eine sein, die ein Drehmoment um jede von drei gegenseitig orthogonalen Achsen, wie gewählt, ausübt und nicht nur auf Drehmoment um die vertikale Achse beschränkt ist. Eine derartige Quelle ist nicht bereit verfügbar, aber könnte aus den Offenbarungen hierin entwickelt werden. Die Quelle kann mit jedem Typ von Sensor verwendet werden, einschließlich herkömmlichen Sensoren oder modenselektiven Sensoren. Weil die Quelle Wellenausbreitungsmoden (oder Gruppen von Moden mit Energieverteilungen) anregt, die von anderen Quellen verschieden sind, ist die Erdantwort verschieden. Die unterschiedlichen Erdantworten können verwendet oder kombiniert werden, um gewünschte Moden zu verstärken oder zu schwächen. Ein einfaches Beispiel besteht darin, eine Drehmomentquelle in Kombination mit Drehmomentsensoren zu verwenden. Ein mit die sem Paar von Quellen-Sensor-Typen aufgenommener seismischer Datensatz zeichnet bevorzugt SS-Körperwellen auf. Die Ausführungsform hat gegenüber konventioneller Erfassung Vorteile, die sich horizontal translatorisch bewegende Vibrationsquellen und Bewegungssensoren verwendet, die horizontale Translationsbewegungen (horizontal ausgerichtete Geophone oder Beschleunigungsmesser) messen, was üblicherweise als seismische SS-Erfassung bezeichnet wird. Das konventionelle Verfahren verwendet jedoch nicht entweder modenselektive Quellen oder modenselektive Sensoren und umfasst viel mehr andere Moden als SS. Zum Beispiel erzeugt eine sich horizontal translatorisch bewegende Vibrationsquelle auch Kompressionswellen, und horizontal ausgerichtete Geophone und Beschleunigungsmesser zeichnen auch Translationsbewegung auf, die durch Kompressionswellen verursacht wird. Daher sind in den Aufzeichnungen unter Verwendung des traditionellen Verfahrens auch PP-, SP- und PS-Moden vorhanden, aber fehlen in Aufzeichnungen unter Verwendung der beschriebenen Ausführungsform.
In ähnlicher Weise können Ausführungsformen der Erfindung eine Modentrennung bei der Erfassung durch Verwendung einer Drehmomentquelle und von Drucksensoren und/oder Druckgradientensensoren erreichen, um bevorzugt SP-Körperwellen aufzuzeichnen.
Ausführungsformen der Erfindung können Quellen, die Kompression auf das Medium übertragen, aber nicht Drehmoment, in Kombination mit Drehmomentsensoren verwenden, um bevorzugt PS-Körperwellen aufzuzeichnen, oder dieselbe Quelle in Kombination mit Druck- und/oder Druckgradientensensoren verwenden, um bevorzugt PP-Körperwellen aufzuzeichnen. Gleichmäßig explosive Quellen, Druckluftkanonen und Seevibratoren sind Beispiele derartiger seismischer Quellen. Bei der seismischen Landerfassung ist die beschriebene Quelle modenselektiv, weil durch eine auf das Land einwirkende Quelle viele Moden angeregt werden können. Bei der seismischen Seeerfassung unterstützt das Wassermedium jedoch nur Kompressionswellen, so dass in dieser Situation eine Quelle, die nur Kompression übertragen kann, oder ein Sensor, der nur für Kompression empfindlich ist, nicht als modenselektiv angesehen wird. Mit anderen Worten wird in Hinblick auf die beigefügten Ansprüche die Verwendung einer modenselektiven Quelle oder eines modenselektiven Sensors nicht als die Erfassung von modengetrennten bzw. -separierten seismischen Daten durch Verwendung bestimmter Sensoren oder Quellen angesehen, wenn es zunächst einmal nur eine in der Nähe der Quelle oder des Sensors unterstützte Mode gibt, wie etwa in dem Fall, dass das Medium nur eine einzige Mode unterstützt. Es sind viele Kombinationen von Quellen- und Sensortypen einschließlich Kombinationen möglich, die sowohl modenselektive als auch konventionelle Typen enthalten, und können zur Trennung von Moden nützlich sein. Mit anderen Quellen-Sensor-Paaren gesammelte seismische Daten könnten kombiniert werden, um gewünschte Moden zu verstärken oder abzuschwächen.
Die hierin offenbarten Verfahren können verwendet werden, um die Erdantwort zu untersuchen und Informationen über den Untergrund zu bestimmen. Darüber hinaus können sie verwendet werden, um komplizierte Moden zu untersuchen und modenselektive Quellen, Sensoren oder Verfahren abzuleiten, um diejenigen Moden neben denjenigen zu trennen, die hierin explizit als Beispiele dargestellt sind. Störende Oberflächenwellen (”ground roll”), denen man bei der seismischen Landerfassung begegnet, sind ein Beispiel für komplizierte Moden und Kombinationen von Moden. Eine Untersuchung der störenden Oberflächenwellen unter Verwendung der beschriebenen Verfahren kann modenselektive Sensoren bestimmen, wie etwa diejenigen, die zuvor diskutiert worden sind, oder andere, die konstruiert werden könnten, um selektiv störende Oberflächenwellen aufzuzeichnen oder selektiv Körperwellen in der Gegenwart von störenden Oberflächenwellen aufzuzeichnen. Darüber hinaus könnten Sätze oder Kombinationen von modenselektiven Sensoren, Sätze oder Kombinationen von modenselektiven Sensoren und Translationsbewegungssensoren, usw., die in einer einzigen Sensorstation angeordnet sind, konstruiert werden, um zu ermöglichen, dass die mit störenden Oberflächenwellen in Zusammenhang stehende Energie und die mit Körperwellenreflexionen in Zusammenhang stehende Energie eindeutig auf einer Sensorstation-für-Sensorstation-Basis identifiziert werden. Die Verwendung des konstruierten Sensors, des konstruierten Sensorsatzes oder der konstruierten Sensorssatzkombinationen für diesen Zweck, oder um auf andere Weise selektiv störende Oberflächenwellen zu trennen, abzuschwächen oder zu verstärken, liegen in dem Bereich der vorliegenden Erfindung. Derartige Ausführungsformen haben gegenüber traditionellen Verfahren Vorteile, die seismische Verarbeitungsverfahren verwenden, um störende Oberflächenwellen abzuschwächen, und einen kleinen Stationsabstand zur geeigneten Abtastung erfordern. Da die hierin offenbarten Verfahren keine Informationen von benachbarten Sensorstationen benötigen, um Energie eindeutig zu identifizieren, die mit den Energiemoden in Zusammenhang steht, die die störenden Oberflächenwellen ausmachen, muss der Sensorstationsabstand nur von den Abbildungsanforderungen für die Körperwellenreflexionen abhängen.
Ein anderes Verfahren dieser Offenbarung trennt bzw. separiert Körperwellen von störenden Oberflächenwellen durch Verwendung seismischer Quellen, die eine einzige Mode oder Gruppen von Moden anregen, deren Energieverteilungen in einer gewünschten Weise unterschiedlich gemacht werden können. Es ist bekannt, dass konventionelle seismische Quellen, die an Land an der Oberfläche der Erde verwendet werden, Körperwellen und störende Oberflächenwellen erzeugen. Idealerweise ist eine seismische Quelle erwünscht, die Körperwellen, aber keine störenden Oberflächenwellen erzeugen würde. Alternativ könnte eine Quelle, die störende Oberflächenwellen, aber keine Körperwellen erzeugt, verwendet werden, um einen seismischen Datensatz zu erfassen, der im Wesentlichen nur störende Oberflächenwellen enthält. Eine andere seismische Queue, die sowohl Körperwellen als auch störende Oberflächenwellen erzeugt, kann verwendet werden, um einen zweiten seismischen Datensatz über demselben Ort zu erfassen. Der erste seismischen Datensatz, der im Wesentlichen nur störende Oberflächenwellen enthält, kann verwendet werden, um die störenden Oberflächenwellen in dem zweiten seismischen Datensatz zu eliminieren oder abzuschwächen, was im wesentlichen nur Körperwellen übrig lässt. Zum Beispiel könnte der erste seismischen Datensatz (eventuell nach Gewichtung) von dem zweiten seismischen Datensatz subtrahiert werden. Ein praktikablerer Satz von Quellen könnte zwei Sensortypen enthalten, von denen jeder sowohl Körperwellen als auch störende Oberflächenwellen erzeugt, wobei aber eine Quelle Körperwellen und störende Oberflächenwellen mit einem wesentlich anderen Energieverhältnis als die andere Quelle erzeugt. Eine gewichtete Subtraktion von seismischen Datensätzen, die jeweils unter Verwendung der zwei Quellen erhalten wurden, könnte verwendet werden, um die störenden Oberflächenwellen zu eliminieren oder abzuschwächen. In diesem Fall kann es sein, dass die Körperwellen ebenfalls in gewissem Maße abgeschwächt werden, aber die störenden Oberflächenwellen werden stärker abgeschwächt und können eliminiert werden. Ein Beispiel einer quellenseitigen Modentrennung ist in 5 gezeigt. Die linke Spurdarstellung ist eine korrelierte Vibroseisaufzeichnung, die Daten von einer 2D-Linie zeigt. Für beide der in 5 gezeigten Spurdarstellungen beträgt der Sensorstationsabstand für die am weitesten links angeordneten Sensoren 5 m. Der Sensorstationsabstand für die am weitesten rechts angeordneten Sensoren beträgt 1 m. Der Sensorstationsabstand von 1 m ermöglicht es, das Detail in dem Kegel der störenden Oberflächenwellen zu erkennen. Die Spurdarstellung auf der rechten Seite wurde durch Erfassung einer Vibroseisaufzeichnung, Erfassung eines Vibratorimpulses an demselben Quellenpunkt, geeignetes Verarbeiten der Vibratorimpulsaufzeichnung und Subtrahieren der Vibratorimpulsaufzeichnung von der korrelierten Vibroseisaufzeichnung erzeugt. Die ursprüngliche korrelierte Vibroseisaufzeichnung ist auf der linken Seite der Figur gezeigt. Ein Vibratorimpuls wird erzeugt, indem der Vibrator mit einem Impulsbezugssignal anstatt mit einem gewobbelten Frequenzsignal angesteuert wird. Seiner Natur nach kann ein typischer seismischer Vibrator nur eine begrenzte Energiemenge liefern, wenn er mit einem Impulsbezugssignal angesteuert wird. Aufgrund der beschränkten verfügbaren Energie erzeugt der Vibratorimpuls wenig oder keine rekonstruierbare Körperwellenreflexionsenergie, aber er erzeugt eine beträchtliche Menge an Grenzflächenwellenenergie. Die Unterschiede in den durch ein Impulssignal und ein gewobbeltes Frequenzsignal erzeugten Energiemoden ermöglichen es, dass die Energie in den störenden Oberflächenwellen selektiv abgeschwächt wird. Wie durch die rechte Spurdarstellung ersichtlich ist, schwächt das Subtrahieren des Vibratorimpulses von der korrelierten Vibroseisaufzeichnung die mit den störenden Oberflächenwellen in Zusammenhang stehende Energie signifikant ab und ermöglicht es, die Körperwellenreflexionen zu sehen.
Es sind viele andere Verfahren zur Modentrennung bei der Erfassung möglich und werden dem fachmännischen Leser durch die hierin dargestellten Beispiele vorgeschlagen. Alle derartigen Verfahren werden als in dem Bereich der vorliegenden Erfindung und in den beigefügten Ansprüchen gemäß ihren Begriffen liegend angesehen. Die Wahl dessen, welcher Sensortyp oder Satz von Sensortypen mit welchem Quellentyp oder Satz von Quellentypen zu kombinieren ist, wird durch die Mode oder Moden, die gewünscht ist bzw. sind, und die spezielle seismische Erfassungsumgebung bzw. -situation bestimmt (zum Beispiel Land, Bohrloch oder Meeresboden).
Durch ein hierin offenbartes Verfahren erfasste Daten können eine einzige Mode oder eine Teilmenge von Moden enthalten, die durch das Medium unterstützt werden. Daten von verschiedenen hierin offenbarten Verfahren oder verschiedenen Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung können unterschiedliche Moden oder unterschiedliche Teilmengen von Moden enthalten oder können eine oder mehrere Moden gemeinsam enthalten. Die Daten können kombiniert werden, um Moden weiter zu trennen. Es können seismische Verarbeitungsverfahren auf Daten angewendet werden, die mehr als eine Mode enthalten, um eine gewünschte Mode weiter zu isolieren, zu verstärken oder abzuschwächen. Die Daten, die verarbeitete Daten sein können, können zur Abbildung oder Inversion oder zur anderweitigen Bestimmung einer physikalischen Struktur oder physikalischer Eigenschaften des Untergrundes verwendet werden. Die Daten können auch für andere Anwendungen verwendet werden, wie etwa gemeinsame Inversion oder vollständige Wellenfeldinversion.
Beispielhafte Ausführungsformen der vorliegenden Offenbarung umfassen:

1. Ein Verfahren zur Trennung bzw. Separierung einer Schermode von einer Kompressionsmode bei der Erfassung seismischer Daten, das aufweist, einen zusammen mit entweder einem Drucksensor oder einem Druckgradientensensor angeordneten Rotationssensor zu verwenden, wobei keiner der zuvor erwähnten Sensoren Translationsbewegung detektiert.
2. Ein Verfahren zur Erfassung von Daten, die mit einer einzigen seismischen Energiemode in Zusammenhang stehen, entweder S-S, S-P, P-S oder P-P, aus einer umgewandelten seismischen Wellenantwort, das aufweist: für S-S-Daten die Verwendung einer seismischen Quelle, die bevorzugt seismische S-Wellen-Energie überträgt, und eines seismischen Sensors, der bevorzugt seismische S-Wellen-Energie aufzeichnet, für S-P-Daten die Verwendung einer seismischen Quelle, die bevorzugt seismische S-Wellen-Energie überträgt, und eines seismischen Sensors, der bevorzugt seismische P-Wellen-Energie aufzeichnet, für P-S-Daten die Verwendung einer seismischen Quelle, die bevorzugt seismische P-Wellen-Energie überträgt, und eines seismischen Sensors, der bevorzugt seismische S-Wellen-Energie aufzeichnet, für P-P-Daten die Verwendung einer seismischen Quelle, die bevorzugt seismische P-Wellen-Energie überträgt, und eines seismischen Sensors, der bevorzugt seismische P-Wellen-Energie aufzeichnet, wobei keiner der zuvor erwähnten seismischen Sensoren Translationsbewegung detektiert.
3. Ein Verfahren zur Unterdrückung von Röhrenwellen und zur Aufzeichnung von Kompressionswellen bei einer seismischen Bohrlochdatenerfassung, das aufweist, einen Druckgradientensensor auf der Mittellinie des Bohrlochs anzuordnen.
4. Ein seismisches Meeresbodenkabel-Datenerfassungsverfahren zur Erfassung von P-Wellen-Daten, während S-Wellen- und andere Nicht-Kompressions-Moden ohne Datenverarbeitung unterdrückt werden, und ferner zur Trennung von nach oben gehenden und nach unten gehenden Wellenfeldern, wobei das Verfahren aufweist, ein Hydrophon und einen zusammen mit diesem angeordneten Druckgradientensensor zu verwenden, um die P-Welle zu messen, wobei der Druckgradientensensor ausgerichtet ist, um die vertikale Komponente des Druckgradienten zu messen, und mit den Hydrophondaten verwendet wird, um nach oben gehende von nach unten gehenden P-Wellen zu unterscheiden.

Die vorstehende Patentanmeldung ist zum Zwecke der Veranschaulichung der vorliegenden Erfindung auf bestimmte Ausführungsformen von ihr gerichtet. Es ist jedoch für den Fachmann ersichtlich, dass viele Modifikationen und Variationen an den hierin beschriebenen Ausführungsformen möglich sind. Alle derartigen Modifikationen und Variationen sollen in dem Bereich der vorliegenden Erfindung liegen, wie er durch die beigefügten Ansprüche definiert ist.
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Robertsson, J., Goujon, N. (2008) ”Calibration of Pressure Gradient Recording” (”Kalibrierung einer Druckgradientenaufzeichnung”), EP 1703303 A2 .
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

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Claims

Verfahren zur Erfassung modengetrennter seismischer Daten, das aufweist, seismische Energie aufzuzeichnen, die durch ein Medium in einer Vielzahl von seismischen Energienmoden zu einem oder mehreren Sensoren übertragen wird, wobei alle Sensoren bevorzugt eine ausgewählte der Vielzahl von seismischen Energiemoden aufzeichnen und nicht Translationsbewegung detektieren.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der eine oder die mehreren Sensoren mindestens einen von einem Rotationssensor und einem Druckgradientensensor umfassen.
Verfahren nach Anspruch 2, das ferner aufweist, ein oder mehrere Hydrophone zu verwenden, das bzw. die zusammen mit dem einen oder den mehreren Rotationssensoren oder Druckgradientensensoren angeordnet ist bzw. sind.
Verfahren nach Anspruch 1, das ferner aufweist, zur Erzeugung der seismischen Energie eine seismische Quelle zu verwenden, die die gewählte seismische Energiemode bevorzugt überträgt.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der eine oder die mehreren Sensoren Mehrkomponentendruckgradientensensoren aufweisen, die unten in einem Bohrloch angeordnet werden und mindestens zwei orthogonalen horizontale Druckgradientenkomponenten messen.
Verfahren nach Anspruch 5, bei dem die Mehrkomponentendruckgradientensensoren entlang der Mittellinie des Bohrlochs angeordnet werden und dadurch Körperwellen, aber nicht Röhrenwellen aufzeichnen, die an der Mittellinie einen Gradienten von null haben.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der eine oder die mehreren Sensoren ein Hydrophon aufweisen, das zusammen mit einem Druckgradientensensor angeordnet ist, wobei das Hydrophon und der Druckgradientensensor bevorzugt Kompressionswellen aufzeichnen, wobei der Druckgradientensensor ausgerichtet ist, um die vertikale Komponente des Druckgradienten zu messen, und die Hydrophon- und Druckgradientenaufzeichnungen in Kombination verwendet werden, um zwischen nach oben gehenden und nach unten gehenden Wellenfeldern zu unterscheiden.
Verfahren nach Anspruch 7, bei dem das Verfahren in einem von einer Meeresbodenkabelmessung, einer Meeresstreamermessung, einer Bohrlochmessung oder einem vertikalen seismischen Profil verwendet wird.
Verfahren nach Anspruch 7, bei dem die Druckgradientensensoren Mehrkomponentensensoren sind, die drei gegenseitig orthogonale Komponenten des Druckgradienten messen und dadurch laterale sowie vertikale seismische Wellenfeldrichtung unterscheiden.
Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der eine oder die mehreren Sensoren von zwei Typen sind, wobei jeder Typ bevorzugt eine andere ausgewählte der Vielzahl von seismischen Energiemoden aufzeichnet und bei dem mindestens ein Sensor von jedem Typ zusammen angeordnet sind.
Verfahren nach Anspruch 10, bei dem die zwei unterschiedlichen Sensortypen ein Rotationssensor und ein Druckgradientensensor sind und dadurch Scherwellenmodenenergie in den Messungen des Rotationssensors isolieren und Kompressionsmodenenergie in den Messungen des Druckgradientensensors isolieren.
Verfahren nach Anspruch 11, bei dem der Rotationssensor ein Mehrkomponentensensor ist, der Rotationsbewegung um drei gegenseitig orthogonale Achsen misst.
Verfahren nach Anspruch 4, bei dem die seismische Quelle, die bevorzugt die ausgewählte seismische Energiemode überträgt, eine Quelle ist, die Drehmoment, aber nicht Kompression überträgt.
Verfahren nach Anspruch 13, bei dem der eine oder die mehreren Sensoren, die bevorzugt eine ausgewählte seismische Energiemode aufzeichnen und nicht Translationsbewegung detektieren, einen Rotationssensor aufweisen und dadurch nur S-S-Körperwellen aufzeichnen.
Verfahren nach Anspruch 13, bei dem der eine oder die mehreren Sensoren, die bevorzugt eine ausgewählte seismische Energiemode aufzeichnen und nicht Translationsbewegung detektieren, einen Drucksensor oder einen Druckgradientensensor aufweisen und dadurch nur S-P-Körperwellen aufzeichnen.
Verfahren nach Anspruch 4, bei dem die seismische Quelle, die bevorzugt die ausgewählte seismische Energiemode überträgt, eine Quelle ist, die Kompression, aber nicht Drehmoment überträgt.
Verfahren nach Anspruch 16, bei dem der eine oder die mehreren Sensoren, die bevorzugt eine ausgewählte seismische Energiemode übertragen und nicht Translationsbewegung detektieren, einen Rotationssensor aufweisen und dadurch nur P-S-Körperwellen aufzeichnen.
Verfahren nach Anspruch 16, bei dem der eine oder die mehreren Sensoren, die bevorzugt eine ausgewählte seismische Energiemode übertragen und nicht Translationsbewegung detektieren, einen Drucksensor oder einen Druckgradientensensor aufweisen und dadurch nur P-P-Körperwellen aufzeichnen.
Erfassungsbasiertes Verfahren zur Modentrennung von seismischen Daten, das aufweist: Aufzeichnen eines ersten Datensatzes seismischer Energie, die von einer ersten seismischen Quelle durch ein Medium in einer Vielzahl von Moden übertragen wird, die eine erste Mode und eine zweite Mode umfassen, Aufzeichnen eines zweiten Datensatzes seismischer Energie, die von einer zweiten seismischen Quelle durch das Medium entweder in einer einzigen Mode, die die erste Mode ist, oder in einer Vielzahl von Moden übertragen wird, die die erste Mode und die zweite Mode umfassen, aber mit einer anderen Energieverteilung zwischen den Moden als für die erste seismische Quelle, und Trennen der ersten und der zweiten Mode durch eine Kombination der zwei Datensätze.
System von Vorrichtungen zur Erfassung modengetrennter seismischer Daten, das aufweist: eine seismische Quelle, einen oder mehrere Sensoren, der bzw. die bevorzugt eine ausgewählte seismische Energiemode aufzeichnet bzw. aufzeichnen und nicht Translationsbewegung detektiert bzw. detektieren.