EA001196B1 - Способ и устройство для повышения отношения кратности перекрытия к длине морской сейсмической косы - Google Patents

Способ и устройство для повышения отношения кратности перекрытия к длине морской сейсмической косы Download PDF

Info

Publication number
EA001196B1
EA001196B1 EA199900310A EA199900310A EA001196B1 EA 001196 B1 EA001196 B1 EA 001196B1 EA 199900310 A EA199900310 A EA 199900310A EA 199900310 A EA199900310 A EA 199900310A EA 001196 B1 EA001196 B1 EA 001196B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
source
information
seismic
streamers
distance
Prior art date
Application number
EA199900310A
Other languages
English (en)
Other versions
EA199900310A1 (ru
Inventor
Нильс-Эрик Джакобсен
Рольф Роннинген
Свейн Торлейф Вааге
Original Assignee
Пгс Эксплорейшн (Юс), Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Пгс Эксплорейшн (Юс), Инк. filed Critical Пгс Эксплорейшн (Юс), Инк.
Publication of EA199900310A1 publication Critical patent/EA199900310A1/ru
Publication of EA001196B1 publication Critical patent/EA001196B1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Предлагается способ и устройство для использования в морской сейсморазведке с целью увеличения кратности перекрытия и расстояния источник - приемник без увеличения длины морской сейсмической косы или буксирования дополнительного судна с морской косой. В общем виде способ включает использование второго судна с источником, которое располагается на продолжении морской косы, при этом возбуждение упругих колебаний вторым источником (S2) производится до окончания записи информации от первого источника (S1). Если второй источник (S2) располагается от ближайшего гидрофона (R1) на расстоянии, равном длине морской косы, то кратность перекрытия увеличивается в два раза при той же длине косы.

Description

Данное изобретение относится к области регистрации данных в морской сейсморазведке и, более конкретно, к области регистрации морских сейсмических данных в методике работ с общей средней точкой (ОСТ).
Уровень техники
При регистрации морских сейсмических данных источник сейсмических сигналов (например, пневматический источник) буксируется за кораблем, который также буксирует комплект морских кос. Морские косы содержат приемники сигналов (например, гидрофоны), которые воспринимают отраженные, преломленные волны, а также другую информацию от импульсных воздействий, возбуждаемых источниками. Во многих современных системах наблюдений используются группы сейсмических кос и источников, требующих очень больших тяговых усилий для буксирования установок со сложными приемными и возбуждающими системами.
Давно известно, что для получения высококачественных данных необходимо суммировать большое число трасс, несущих информацию от одного пласта. Поскольку помеху, присутствующую на трассах, можно считать случайной, то суммирование большого числа сигналов от одной и той же отражающей точки на подземном горизонте приводит к повышению информации о полезном сигнале и ослаблению помех. Эта методика, получившая название Метод с общей средней точкой, давно применяется в сейсморазведке.
Известно также, что число отражений от одной отражающей площадки обычно определяется кратностью перекрытия в методике работ. Увеличение кратности улучшает отношение сигнал - помеха, и поэтому во многих случаях целесообразно. Как правило, для увеличения кратности увеличивают число гидрофонов в морской косе, что приводит к ее удлинению. Также желательно буксировать группу морских кос за кораблем при минимальных расстояниях между ними для повышения разрешенности разведки. К сожалению, при увеличении числа кос начинают действовать эксплуатационные ограничения, определяющие верхний предел длины морской косы. Кроме того, при уменьшении расстояния между морскими косами естественное отклонение косы от линии профиля и ее зигзагообразное движение в воде увеличивают вероятность запутывания концов кос, особенно при поворотах.
Известно также, что во многих видах сейсмических работ целесообразно увеличивать максимальное смещение (т.е. величину расстояния от источника до наиболее удаленного приемника). Такое увеличение дает хорошо известные преимущества (например, увеличение кратности, лучшее выделение отражений от глубоких подсолевых отложений, и, в общем случае, повышение отношения сигнал - помеха). Однако для увеличения расстояния источник прибор необходимо сделать морскую косу более длинной. Увеличение длины косы усиливает торможение и ограничивает число морских кос, которые могут буксироваться, что приводит к необходимости увеличения расстояния между ними.
Кроме того, интенсивность полезного сигнала, принимаемого на больших удалениях от источника, значительно ниже, чем вблизи от него. С увеличением длины косы падает интенсивность сигнала, что требует применения более мощного источника. Однако большие источники увеличивают тяговые и эксплуатационные проблемы, снова ограничивая размеры или плотность буксируемой установки.
Таким образом, существует необходимость в разработке способа и устройства для увеличения кратности перекрытий в морской сейсморазведке и увеличения максимального расстояния между источником и прибором без (1) увеличения длины морской косы, (2) уменьшения числа кос, (3) увеличения расстояния между морскими косами.
Сущность изобретения
Задачей настоящего изобретения является решение рассмотренных выше проблем.
Согласно настоящему изобретению рассмотренные выше проблемы решаются посредством использования двух кораблей, один из которых будет далее называться сейсмическим кораблем (СЕК), буксирующим морские косы и источники, а второй -кораблем с источником (КОИ). В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения принимается, что длина морской косы на СЕК равна Ь и что расстояние между источником (на СЕК) и началом средней косы равно X, источники на КОИ располагаются на расстоянии Ь относительно положения источника на СЕК или Ь + Х за последней активной секцией морской косы на СЕК. В этом случае расстояние источник - приемник будет изменяться от Х до Х + 2Ь.
Кроме того, сейсмический источник на КОИ будет отстреливаться с задержкой относительно времени возбуждения упругих колебаний источником на СЕК. Длительность задержки оптимизируется таким образом, чтобы на полезную сейсмическую информацию, генерируемую источником на СЕК, не сказывалось влияние сейсмических сигналов, приходящих от источника на КОИ. Оба возбуждения регистрируются на одну и ту же запись. Длительность общей записи делается как можно короче, но достаточной длины, чтобы на ней была зарегистрирована полезная сейсмическая информация от источника на КОИ. В результате время цикла между последовательными воздействиями становится минимальным, что позволяет сохранить максимальную кратность перекрытия.
При проведении глубоководных исследований в одном из вариантов осуществления изобретения предусмотрена задержка сейсмической записи относительно времени возбуждения колебаний на СЕК, для уменьшения общего времени цикла и возможности регистрации сейсмических сигналов, приходящих от отражающих границ в течение более длительного периода. Длительность цикла и кратность перекрытий выбираются в зависимости от глубины моря в районе работ.
В некоторых вариантах реализации изобретения используется одиночный источник на СЕК, тогда как в других применяется групповой источник. Предлагаются также варианты, в которых на КОИ расположено столько же источников, как и на СЕК, а также варианты с различным числом источников на СЕК и КОИ.
В некоторых вариантах источники на КОИ и СЕК возбуждают упругие колебания с отличающейся амплитудой (например, за счет различного числа пневматических источников в группе, другом объеме и давлении и т. д.). В альтернативном варианте -с одинаковой амплитудой.
Кроме того, предлагаются варианты, в которых рядом с СЕК разворачиваются дополнительные корабли с морскими косами.
Предлагаются также варианты осуществления изобретения, использующие несколько кораблей КОИ. Например, КОИ номер 1 в одном из вариантов, будет находиться впереди относительно положения источника на СЕК, 1 Ь, или за последней активной секцией морской косы на СЕК, на расстоянии 1 Ь + X. В этом случае расстояние источник - приемник будет изменяться от Х до Х + Ь(1 +1). Различные источники отстреливаются последовательно, при этом возбуждаемые колебания регистрируются на одной записи, описанным выше способом.
В заключение можно отметить, что в результате использования настоящего изобретения сейсмическое смещение увеличивается без изменения длины морской косы, таким образом, при меньшем количестве технических средств, находящихся в воде, сохраняется и даже может быть увеличена высокая кратность перекрытия.
Краткий перечень фигур чертежей
Для более полного понимания сущности настоящего изобретения и вытекающих из его применения преимуществ, приведенное ниже детальное описание сопровождается следующим чертежами:
фиг. 1 является изображением вертикального разреза, показывающего положение приемников и источников относительно отражающих границ;
фиг. 2 представляет собой чертеж, показывающий порядок записи информации от отражающих границ;
фиг. 3 представляет вид сверху, показывающий относительное расположение кораблей, приемников и источников при осуществлении настоящего изобретения;
фиг. 4 представляет вид сверху для альтернативного варианта осуществления изобретения;
фиг. 5 является временной диаграммой, показывающей порядок отстрела источников в соответствии с реализацией данного изобретения;
фиг. 6А, 6В, 6С представляют вид сверху для альтернативного варианта осуществления изобретения.
Следует, однако, отметить, что приведенные чертежи иллюстрируют только наиболее типичные варианты реализации настоящего изобретения, и поэтому не могут рассматриваться, как ограничивающие его объем, поскольку осуществление изобретения допускает другие, в равной степени эффективные варианты.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Рассмотрим фиг. 3, иллюстрирующую один из вариантов осуществления изобретения, на которой изображена система сейсмических наблюдений вдоль линии профиля 1, включающая: первый корабль 12а, буксирующий морские сейсмические косы 10 с вмонтированными в них гидрофонами 14, включая ближайший гидрофон 14п и самый дальний гидрофон 14Г. Корабль 1 2а также буксирует первый сейсмический источник 1 6а. Расстояние между первым сейсмическим источником 1 6а и ближайшим гидрофоном 1 4п определяет минимальное смещение Ν.Ο., а расстояние между первым сейсмическим источником 1 6а и самым удаленным гидрофоном 14Г определяет максимальное смещение Ε.Ο.
Второй корабль 12Ь, также изображенный на фиг. 3, буксирует второй сейсмический источник 1 6Ь перед первым кораблем 1 2а. Расстояние между вторым источником 16Ь и ближайшим гидрофоном 1 4п равно или меньше максимального смещения Ε.Ο первого корабля.
Хотя рассматриваемое здесь изобретение может применяться при работе с одной морской косой, более предпочтительными будут варианты, в которых система наблюдений включает большое число морских кос 10, буксируемых первым кораблем 1 2а (на фиг. 3 изображены три косы, однако настоящее изобретение не накладывает ограничений на их число). В соответствии с другими вариантами изобретения первый корабль 1 2а и второй корабль 1 2Ь буксируют групповые источники 1 6а и 1 6Ь.
Рассмотрим теперь фиг. 4, на которой показан конкретный вариант реализации изобретения с элементами группового источника 1 6а1 и 1 6а2, осуществляющего возбуждение упругих колебаний за кораблем 12а, и элементами 16Ы и 16Ь2, входящих в состав группового источника за кораблем 12Ь. В соответствии с этим вариантом первый и второй элементы 16а1 и 16а2 первого источника расположены поперек линии профиля на расстоянии 50 м друг от друга, так же, как и третий и четвертый элементы 1 6Ь1 и 16Ь2 второго источника. Сейсмические косы 10 находятся на расстоянии 100 м друг от друга.
В процессе движения кораблей 12а и 12Ь вдоль линии профиля источник 16а1 производит возбуждение упругих колебаний, и записывается соответствующий этому возбуждению ОСТ хит 20а1 (представляющий информацию от подземных отражающих горизонтов, более подробно этот вопрос будет рассмотрен ниже). До окончания записи ОСТ хит 20а1 от наиболее глубокого отражающего горизонта, представляющего разведочный интерес, (которая может длиться несколько секунд) производится возбуждение колебаний элементом второго источника 1 6Ь1 , причем время возбуждения отрегулировано таким образом, что первая полезная информация от этого элемента (на фиг. 4 ей соответствует точка ОСТ хит 20Ь1) принимается морскими косами 10 после того, как была зарегистрирована последняя полезная информация после отстрела элемента 16а1. Затем, после записи полезной информации от элемента 1 6Ь1 отстреливается элемент 1 6а2 и записывается ОСТ хит 20а2 и до окончания записи информации от самых глубоких отражающих горизонтов, представляющих разведочный интерес, отстреливается элемент 16Ь2. ОСТ хит 20Ь2 от элемента 1 6Ь2 целесообразно регистрировать на той же самой записи, что и ОСТ хит 20а2. В результате тщательного регулирования времени отстрела различных источников можно получить: большие расстояния источник -приемник, высокую кратность перекрытия данных в морской сейсморазведке и компактное расположение морских кос. В практических условиях система наблюдений состояла бы из двенадцати морских кос, длиной около 4 км, при расстоянии в 100 метров между косами и расстоянием между групповым источником 16а (2 элемента, разнесенных на 50 метров) и кораблем 12а, составляющим от 200 до 350 м. Второй корабль 12Ь буксирует групповой источник 16Ь (2 элемента, разнесенных на 50 м), причем расстояние между групповыми источниками 1 6а и 1 6Ь равно длине морских кос (около 4 км). Снова обратимся к фиг. 3. В соответствии с другим аспектом изобретения, предлагается способ регистрации сейсмических данных при проведении морских исследований, включающий:
буксирование большого числа морских кос 10 за первым кораблем 1 2а, причем косы содержат приемники сейсмических сигналов 14, установленных вдоль морских кос 10 для приема сейсмических сигналов и передачи их на первый корабль 1 2а, при этом крайние морские ко сы 1 0а и 1 0с определяют перемещение 15 корабля преимущественно параллельно линии профиля 1;
буксирование первого источника сейсмических сигналов 1 6а за первым кораблем 1 2а, причем ближайший к источнику 1 6а приемник 14п обозначается как приемник с минимальным смещением, а расстояние между ним и источником 1 6а определяет минимальное смещение Ν.Ο., наиболее удаленный от источника 16а приемник 141 обозначается как приемник с максимальным смещением, а расстояние между ним и источником 1 6а определяет максимальное смещение Ρ.Ο.; и буксирование второго источника сейсмических сигналов 1 6Ь за вторым кораблем 1 2Ь, причем источник 1 6Ь, находящийся за вторым кораблем, буксируется вдоль направления 15 движения кос, при этом расстояние между вторым источником 1 6Ь и ближайшим приемником 1 4п в оптимальном случае равно длине морских кос 14.
Рассмотрим фиг. 1, 2 и 5 и опишем временную последовательность выполнения операций в варианте реализации изобретения, показанном на фиг. 3. На фиг. 1 представлен идеализированный чертеж, на котором изображены источники 81 и 82 и приемники К1 и К2, а также лучи от источников 81 и 82 к отражающим площадкам а1-3, Ь1-3 и с1-3, находящимся ниже поверхности 50 земли. Для простоты не все лучи изображены на фиг. 1. На фиг. 5 показана временная диаграмма отстрела источников 81 и 82 и время записи информации, приходящей к гидрофонам КТ и К2, а на фиг. 2 изображены записи сигналов, приходящих к гидрофонам К1 и К2, с указанием отражающих точек, которым соответствуют представленные на записи импульсы.
Вернемся снова к фиг. 5. Согласно этому аспекту изобретения способ включает:
возбуждение упругих колебаний источником 81 в первый момент времени 1, при этом образуется группа сейсмических сигналов от первого источника; прием этих сигналов установленными на косах 10 приемниками 14, и регистрацию, начиная с момента 1 + х, информации от отражающих площадок а2, Ь2, с2, появляющейся при отстреле первого источника, на первой записи (К 1 на фиг. 2), в течение интервала времени, равного времени пробега волны от источника 81 до наиболее глубокого горизонта, представляющего разведочный интерес. Аналогично записывается информация от отражающих площадок а1, Ь1 и с1, которая приходит к приемнику К2. Это время представлено на фиг. 5 отметкой 1бшах1.
Затем способ включает возбуждение упругих колебаний источником 82 во второй момент времени 1 + у (фиг. 5), при этом образуется группа сейсмических сигналов от второго источника, причем сигналы от второго источника появляются до окончания записи информации от первого источника. В результате будет записана информация от отражающих площадок а3, Ь3 и с3 (от приемника К1), а2, Ь2 и с2 (от приемника К2), в интервале времени от 16тах 1 до 16тах, равном времени пробега отраженной волны от наиболее глубокой отражающей границы, представляющей разведочный интерес, от источника 82 до самого дальнего приемника К.2. Рассмотрим теперь фиг. 2. Сейсмические сигналы, приходящие к приемнику К1 как от первого источника 81, так и от второго источника 82, регистрируют на одной записи К1, на которой отражения от площадок а2, Ь2 и с2 приходят от источника 81, а отражения от площадок а3, Ь3 и с3 -от источника 82. Аналогично сейсмические сигналы, приходящие к приемнику К2 от источников 81 и 82, регистрируют на записи К2 (фиг. 2), на которой отражения от площадок а1, Ь1 и с1 приходят от источника 81, а отражения от площадок а2, Ь2 и с2 -от источника 82.
В результате регистрации информации при возбуждении колебаний вторым источником на одной записи с информацией, полученной от первого источника, повышается производительность работ и сокращаются затраты на вычислительные операции при обработке. Однако в альтернативном варианте информацию от второго источника регистрируют на отдельной записи.
В случае, когда колебания от различных источников регистрируют на одной записи, полученные от каждого источника данные должны быть затем разделены и обработаны в соответствии с традиционными методами, например, как сейсмограммы ОСТ. Опытные специалисты знают, что в процессе проведения работ может быть получено много данных от всех отражающих границ, которые затем группируются различным образом, при этом часть данных регистрируется гидрофонами, расположенными между К1 и К2, которые не показаны на чертежах, поэтому настоящее изобретение не ограничивается приведенным примером.
Обратимся теперь к фиг. 6А - 6С, на которых изображены различные альтернативные варианты осуществления изобретения. На фиг. 6А приведен простой вариант с буксирующим судном, причем длина морских кос равна Ь, и расстояние между источником 81 корабля 12а и началом средней косы равно X, источник 82 расположен на расстоянии Ь перед источником 81 или, как это видно на фиг. 6С, на расстоянии Ь+Х от последнего активного элемента морской косы. Рассмотрим фиг. 6В, где, в соответствии с альтернативным вариантом, третий источник 16с буксируется третьим кораблем 12с также в направлении движения морских кос, причем расстояние между третьим источником 16с и самым дальним приемником равно 2Ь + X. Третий источник отстреливается в третий момент времени, при этом образуется группа сейсмических сигналов от третьего источника, и инфор мацию от третьего источника, принятую установленными на косах 10 приемниками 14, регистрируют на той же самой записи, что и информацию от источников 81 и 82 в течение интервала времени, равного времени пробега отраженной волны от наиболее глубокого сейсмического горизонта, представляющего разведочный интерес, между третьим источником и самым дальним приемником.
Рассмотренные выше варианты реализации изобретения приведены только в качестве примеров. Другие варианты изобретения могут быть реализованы компетентными в области сейсморазведки специалистами без отклонения от сущности настоящего изобретения.

Claims (21)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ записи сейсмических данных при проведении морских сейсмических работ по линии профиля, включающий:
    буксирование морских сейсмических кос за первым кораблем, причем морские косы содержат приемники сейсмических сигналов, установленные вдоль косы для приема сейсмических колебаний и передачи их на первый корабль, и крайние морские косы определяют направление движения кос преимущественно параллельно линии профиля;
    буксирование первого источника сейсмических сигналов за первым кораблем, буксирование второго источника сейсмических сигналов за вторым кораблем, причем источник за вторым кораблем буксируют вдоль направления движения морских кос, при этом расстояние между вторым источником и ближайшим к нему приемником равно или меньше длины косы;
    возбуждение сейсмических колебаний одним из источников в первый момент времени, при этом образуется первая группа сейсмических сигналов;
    получение от приемников на морских косах информации от первой группы сейсмических сигналов в интервале времени, равном времени пробега отраженной волны от наиболее глубокого сейсмического горизонта, представляющего разведочный интерес, между этим источником и самым удаленным от него приемником;
    возбуждение сейсмических колебаний другим источником во второй момент времени, при этом образуется вторая группа сейсмических сигналов;
    получение от тех же приемников на морских косах информации от второй группы сейсмических сигналов в интервале времени, равном времени пробега отраженной волны от наиболее глубокого сейсмического горизонта, представляющего разведочный интерес, между этим источником и самым удаленным от него приемником;
    причем вторая группа сейсмических сигналов появляется до окончания записи информации от первой группы сейсмических сигналов.
  2. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что принимаемую информацию от второй группы сейсмических сигналов регистрируют на той же самой записи, что и от первой группы сигналов.
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что принимаемую информацию от второй группы сейсмических сигналов регистрируют на различных записях с первой группой сигналов.
  4. 4. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
    буксирование третьего источника за третьим кораблем, при этом источник за третьим кораблем буксируют вдоль направления движения морских кос, а расстояние между третьим источником и ближайшим к нему приемником равно или меньше двух длин кос;
    возбуждение сейсмических колебаний третьим источником в третий момент времени, при этом образуется третья группа сейсмических сигналов;
    регистрацию информации от третьей группы сейсмических сигналов, принимаемой приемниками на морских косах, на третьей записи в интервале времени, равном времени пробега отраженной волны от наиболее глубокого сейсмического горизонта, представляющего разведочный интерес, между этим источником и самым удаленным от него приемником;
    причем третья группа сейсмических сигналов появляется до окончания записи информации от второй группы сигналов.
  5. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что третью запись присоединяют ко второй записи.
  6. 6. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
    буксирование вторым кораблем морских кос преимущественно параллельно первому кораблю с косами, при этом расстояние между двумя ближайшими косами первого и второго кораблей выбирают равным расстоянию между ближайшими морскими косами первого корабля; и буксирование третьим кораблем морских кос преимущественно параллельно первому кораблю, при этом расстояние между двумя ближайшими косами первого и третьего кораблей равно расстоянию между ближайшими морскими косами первого корабля;
    запись информации от первой и второй групп сейсмических сигналов на втором корабле с морскими косами; и запись информации от первой и второй групп сейсмических сигналов на третьем корабле с морскими косами.
  7. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что амплитуда колебаний, возбуждаемых вторым источником, больше амплитуды колебаний от первого источника.
  8. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что амплитуда колебаний, возбуждаемых вторым источником, не менее чем в два раза превышает амплитуду колебаний от первого источника.
  9. 9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный первый источник является групповым и состоит из первого и второго элементов, расположенных преимущественно на линии, перпендикулярной линии профиля;
    указанный второй источник является групповым и состоит из третьего и четвертого элементов, расположенных на линии, перпендикулярной линии профиля, и удаленных друг от друга на такое же расстояние, как первый и второй элементы первого группового источника;
    первый элемент группового источника отстреливается в первый момент времени, а третий элемент источника отстреливается до окончания записи информации от первого элемента;
    после записи информации от третьего элемента отстреливается второй элемент группового источника; и четвертый элемент группового источника отстреливается до окончания записи информации от второго элемента.
  10. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что амплитуда колебаний, возбуждаемых вторым источником, больше амплитуды колебаний от первого источника.
  11. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что второй источник возбуждает колебания с амплитудой, не менее чем в два раза превышающей амплитуду колебаний от первого источника.
  12. 12. Способ по п.1, дополнительно включающий:
    буксирование третьего источника за третьим кораблем, причем третий источник буксируется вдоль направления перемещения морских кос, при этом расстояние между третьим источником и ближайшим к нему приемником равно или меньше суммы двух длин кос и утроенного расстояния между первым источником и ближайшим к нему приемником.
  13. 13. Способ записи сейсмических данных при проведении морских сейсмических работ по линии профиля, включающий:
    буксирование морских сейсмических кос за первым кораблем, причем морские косы содержат приемники сейсмических сигналов, установленные вдоль косы для приема сейсмических колебаний и передачи их на первый корабль, и крайние морские косы определяют направление движения кос преимущественно параллельно линии профиля;
    буксирование первого источника сейсмических сигналов за первым кораблем, буксирование второго источника сейсмических сигналов за вторым кораблем, причем источник за вторым кораблем буксируют вдоль направления движения морских кос, при этом расстояние между вторым источником и ближайшим к нему приемником равно или меньше расстояния между первым источником и наиболее удаленным от него приемником;
    возбуждение сейсмических колебаний одним из источников в первый момент времени, при этом образуется первая группа сейсмических сигналов;
    получение от приемников на морских косах информации от первой группы сейсмических сигналов в интервале времени, равном времени пробега отраженной волны от наиболее глубокого сейсмического горизонта, представляющего разведочный интерес, между этим источником и самым удаленным от него приемником;
    возбуждение сейсмических колебаний другим источником во второй момент времени, при этом образуется вторая группа сейсмических сигналов;
    получение от тех же приемников на морских косах информации от второй группы сейсмических сигналов в интервале времени, равном времени пробега отраженной волны от наиболее глубокого сейсмического горизонта, представляющего разведочный интерес, между этим источником и самым удаленным от него приемником;
    причем вторая группа сейсмических сигналов появляется до окончания записи информации от первой группы сейсмических сигналов.
  14. 14. Способ по п.13, отличающийся тем, что принимаемую информацию от второй группы сейсмических сигналов регистрируют на той же самой записи, что и от первой группы сигналов.
  15. 15. Способ по п.13, отличающийся тем, что принимаемую информацию от второй группы сейсмических сигналов регистрируют на различных записях с первой группой сигналов.
  16. 16. Способ по п.13 дополнительно включающий:
    буксирование вторым кораблем морских кос преимущественно параллельно первому кораблю с косами, при этом расстояние между двумя ближайшими косами первого и второго кораблей выбирают равным расстоянию между ближайшими морскими косами первого корабля; и буксирование третьим кораблем морских кос преимущественно параллельно первому ко раблю, причем расстояние между двумя ближайшими косами первого и третьего кораблей равно расстоянию между ближайшими морскими косами первого корабля;
    запись информации от первой и второй групп сейсмических сигналов на втором корабле с морскими косами; и запись информации от первой и второй групп сейсмических сигналов на третьем корабле с морскими косами.
  17. 17. Способ по п. 13, отличающийся тем, что амплитуда колебаний, возбуждаемых вторым источником, больше амплитуды колебаний от первого источника.
  18. 18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что амплитуда колебаний, возбуждаемых вторым источником, не менее чем в два раза превышает амплитуду колебаний от первого источника.
  19. 19. Способ по п. 17, отличающийся тем, что:
    указанный первый источник является групповым и состоит из первого и второго элементов, расположенных преимущественно на линии, перпендикулярной линии профиля;
    указанный второй источник является групповым и состоит из третьего и четвертого элементов, расположенных на линии, перпендикулярной линии профиля, и удаленных друг от друга на такое же расстояние, как первый и второй элементы первого группового источника;
    первый элемент группового источника отстреливается в первый момент времени, а третий элемент источника отстреливается до окончания записи информации от первого элемента;
    после записи информации от третьего элемента отстреливается второй элемент источника; и четвертый элемент источника отстреливается до окончания записи информации от второго элемента.
  20. 20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что амплитуда колебаний, возбуждаемых вторым источником, больше амплитуды колебаний от первого источника.
  21. 21. Способ по п. 20, отличающийся тем, что второй источник возбуждает колебания с амплитудой, не менее чем в два раза превышающей амплитуду колебаний от первого источника.
EA199900310A 1996-10-29 1997-10-22 Способ и устройство для повышения отношения кратности перекрытия к длине морской сейсмической косы EA001196B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/739,408 US5761152A (en) 1996-10-29 1996-10-29 Method and system for increasing fold to streamer length ratio
PCT/US1997/019355 WO1998019181A1 (en) 1996-10-29 1997-10-22 Method and system for increasing fold to streamer length ratio

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA199900310A1 EA199900310A1 (ru) 1999-10-28
EA001196B1 true EA001196B1 (ru) 2000-12-25

Family

ID=24972152

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA199900310A EA001196B1 (ru) 1996-10-29 1997-10-22 Способ и устройство для повышения отношения кратности перекрытия к длине морской сейсмической косы

Country Status (11)

Country Link
US (1) US5761152A (ru)
EP (1) EP0935766B1 (ru)
CN (1) CN1235676A (ru)
AU (1) AU720145B2 (ru)
BR (1) BR9712689A (ru)
CA (1) CA2261789C (ru)
DE (1) DE69736635D1 (ru)
EA (1) EA001196B1 (ru)
NO (1) NO331626B1 (ru)
OA (1) OA11036A (ru)
WO (1) WO1998019181A1 (ru)

Families Citing this family (66)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2332520B (en) * 1997-12-16 1999-11-17 Schlumberger Holdings Seismic data acquisition method
US6674688B1 (en) * 1997-12-16 2004-01-06 Westerngeco, L.L.C. Method and system of acquiring seismic data in an area having periodic acoustic interference
AU2001291322A1 (en) * 2000-09-19 2002-04-02 Westerngeco, L.L.C. Seismic acquisition using multiple sources and separate shooting vessels
US6906981B2 (en) * 2002-07-17 2005-06-14 Pgs Americas, Inc. Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources
US6751559B2 (en) 2002-09-10 2004-06-15 Pgs Exploration (Uk) Limited Method for suppressing noise from seismic signals by source position determination
US7310287B2 (en) 2003-05-30 2007-12-18 Fairfield Industries Incorporated Method and apparatus for seismic data acquisition
US7561493B2 (en) * 2003-05-30 2009-07-14 Fairfield Industries, Inc. Method and apparatus for land based seismic data acquisition
US6882938B2 (en) * 2003-07-30 2005-04-19 Pgs Americas, Inc. Method for separating seismic signals from two or more distinct sources
US20050128874A1 (en) * 2003-12-15 2005-06-16 Chevron U.S.A. Inc. Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources
US7254093B2 (en) * 2004-05-18 2007-08-07 Fairfield, Industries, Inc. Ocean bottom seismometer package with distributed geophones
US8534959B2 (en) 2005-01-17 2013-09-17 Fairfield Industries Incorporated Method and apparatus for deployment of ocean bottom seismometers
US8127706B2 (en) * 2005-05-02 2012-03-06 Fairfield Industries Incorporated Deck configuration for ocean bottom seismometer launch platforms
US7433265B2 (en) * 2005-10-04 2008-10-07 Fairfield Industries, Inc. Converted wave energy removal from seismic data
GB2431237A (en) * 2005-10-14 2007-04-18 Statoil Asa Marine seismic data acquisition with short streamers
WO2007070499A2 (en) * 2005-12-12 2007-06-21 Bp Corporation North America Inc. Method of wide azimuth seismic aquisition
US7400552B2 (en) * 2006-01-19 2008-07-15 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys
US7492665B2 (en) * 2006-07-24 2009-02-17 Westerngeco L.L.C. Seismic data acquisition and source-side derivatives generation and application
US8488409B2 (en) 2007-05-17 2013-07-16 Westerngeco L.L.C. Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines
US8559265B2 (en) * 2007-05-17 2013-10-15 Westerngeco L.L.C. Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
US7616522B2 (en) * 2007-05-18 2009-11-10 Input/Output, Inc. Seismic streamer with irregularly spaced hydrophones
US7869303B2 (en) * 2007-08-14 2011-01-11 Pgs Geophysical As Method for noise suppression in seismic signals using spatial transforms
US20090168600A1 (en) * 2007-12-26 2009-07-02 Ian Moore Separating seismic signals produced by interfering seismic sources
US7933164B2 (en) * 2008-04-30 2011-04-26 Westerngeco L.L.C. Using towed seismic surveys that do not have coinciding streamer positions in the time lapse analysis of a producing field
US8681580B2 (en) * 2008-05-15 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US9857491B2 (en) 2008-05-15 2018-01-02 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US8611191B2 (en) 2008-05-22 2013-12-17 Fairfield Industries, Inc. Land based unit for seismic data acquisition
US8380440B2 (en) * 2008-06-02 2013-02-19 Westerngeco L.L.C. 3D residual binning and flatness error correction
US8724426B2 (en) 2008-06-03 2014-05-13 Westerngeco L.L.C. Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation
US8467264B2 (en) * 2008-06-03 2013-06-18 Westerngeco L.L.C. Acquiring near zero offset survey data
US9052411B2 (en) 2008-06-13 2015-06-09 Westerngeco L.L.C. Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path
US9594181B2 (en) 2008-06-13 2017-03-14 Westerngeco L.L.C. Filtering and presentation of heading observations for coil shooting
US8218393B2 (en) 2008-06-30 2012-07-10 Westerngeco L.L.C. Technique and system to increase the length of a seismic shot record
US7916576B2 (en) * 2008-07-16 2011-03-29 Westerngeco L.L.C. Optimizing a seismic survey for source separation
US8038653B2 (en) * 2008-07-16 2011-10-18 Interrad Medical, Inc. Anchor systems and methods
US8811115B2 (en) * 2008-08-14 2014-08-19 Pgs Geophysical As Attenuating seismic interference noise using a dual sensor recording system
US9213119B2 (en) * 2008-10-29 2015-12-15 Conocophillips Company Marine seismic acquisition
US8483008B2 (en) * 2008-11-08 2013-07-09 Westerngeco L.L.C. Coil shooting mode
US8395966B2 (en) * 2009-04-24 2013-03-12 Westerngeco L.L.C. Separating seismic signals produced by interfering seismic sources
US20110058452A1 (en) * 2009-09-04 2011-03-10 Pgs Onshore, Inc. Method of acquiring near offset and zero offset seismic data
CN102109347B (zh) * 2009-12-23 2012-10-17 中国石油天然气集团公司 确定海上拖缆勘探最佳转弯路径的方法
US8711654B2 (en) 2009-12-30 2014-04-29 Westerngeco L.L.C. Random sampling for geophysical acquisitions
US8681581B2 (en) * 2009-12-30 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition
US9103942B2 (en) 2011-10-28 2015-08-11 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for survey designs
US9753163B2 (en) 2012-01-12 2017-09-05 Westerngeco L.L.C. Simultaneous marine vibrators
BR112014017319A8 (pt) * 2012-01-13 2017-07-04 Geco Technology Bv método para conduzir um levantamento sísmico marinho usando uma técnica de fonte simultânea tendo sequências de disparo nss, sistema de levantamento sísmico marinho, sistema de processamento para processar
US20130265853A1 (en) * 2012-04-09 2013-10-10 Wireless Seismic, Inc. Seismic data acquisition in a wireless array with rapid source events
US20140036623A1 (en) * 2012-07-31 2014-02-06 Cggveritas Services Sa Device and method for synchronized marine acquisition with reduced interference noise
EP2738575B1 (en) * 2012-11-28 2017-11-08 Sercel Method for managing shots in a multi-vessel seismic system
US9360575B2 (en) 2013-01-11 2016-06-07 Fairfield Industries Incorporated Simultaneous shooting nodal acquisition seismic survey methods
US10359528B2 (en) * 2013-03-15 2019-07-23 Pgs Geophysical As Systems and methods for randomizing firing times of simultaneous sources in marine surveys
MX352869B (es) 2013-06-07 2017-12-13 Cgg Services Sa Adquisición de propagación sísmica marina virtual.
US20150085603A1 (en) * 2013-09-25 2015-03-26 Cgg Services Sa Systems and methods for determining the far field signature of a source in wide azimuth surveys
US10598807B2 (en) 2014-02-18 2020-03-24 Pgs Geophysical As Correction of sea surface state
US9874646B2 (en) 2014-04-14 2018-01-23 Pgs Geophysical As Seismic data processing
MX2016016815A (es) * 2014-06-19 2017-03-27 Schlumberger Technology Bv Sistema y metodo para adquirir datos sismicos con desplazamientos ultralargos para la inversion de forma de onda completa (fwi) mediante el uso de un vehiculo marino no tripulado (umv).
US9829593B2 (en) 2014-08-14 2017-11-28 Pgs Geophysical As Determination of an impulse response at a subsurface image level
US10073183B2 (en) 2014-10-20 2018-09-11 Pgs Geophysical As Methods and systems that attenuate noise in seismic data
US10191165B2 (en) * 2015-01-13 2019-01-29 Cgg Services Sas Using an offset vector tile gather to image a subsurface
US10267936B2 (en) 2016-04-19 2019-04-23 Pgs Geophysical As Estimating an earth response
US10871588B2 (en) * 2016-12-14 2020-12-22 Pgs Geophysical As Seismic surveys with increased shot point intervals for far offsets
US10969509B2 (en) * 2017-06-16 2021-04-06 Pgs Geophysical As Spatial distribution of marine vibratory sources
WO2019246297A1 (en) * 2018-06-20 2019-12-26 Pgs Geophysical As Long-offset acquisition
US20210124073A1 (en) * 2019-10-28 2021-04-29 Pgs Geophysical As Modified simultaneous long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion
US20210124074A1 (en) * 2019-10-28 2021-04-29 Pgs Geophysical As Long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion
US11598894B2 (en) 2020-04-21 2023-03-07 Sercel Method and system for seismic data acquisition with top and front sources
WO2024083634A1 (en) 2022-10-20 2024-04-25 Pgs Geophysical As Extended long offset acquisition with constant or dynamically adjusted offset coverage gap

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3744021A (en) * 1971-07-13 1973-07-03 Texaco Inc Offshore seismic exploration method
FR2622022B1 (fr) * 1987-10-20 1990-03-09 Geophysique Cie Gle Procede d'acquisition de donnees sismiques et dispositif de mise en oeuvre du procede
US4970696A (en) * 1988-07-13 1990-11-13 Atlantic Richfield Company Method for conducting three-dimensional subsurface and marine seismic surveys
FR2698697B1 (fr) * 1992-12-02 1995-02-17 Geophysique Cie Gle Procédé de réduction des bruits industriels en sismique marine, et enregistrement obtenu par ce procédé.

Also Published As

Publication number Publication date
AU720145B2 (en) 2000-05-25
WO1998019181A1 (en) 1998-05-07
EP0935766A1 (en) 1999-08-18
CN1235676A (zh) 1999-11-17
CA2261789C (en) 2002-03-26
DE69736635D1 (de) 2006-10-19
NO992042L (no) 1999-04-28
OA11036A (en) 2002-02-07
EP0935766A4 (en) 2001-10-10
BR9712689A (pt) 1999-12-14
EA199900310A1 (ru) 1999-10-28
NO992042D0 (no) 1999-04-28
NO331626B1 (no) 2012-02-06
CA2261789A1 (en) 1998-05-07
EP0935766B1 (en) 2006-09-06
US5761152A (en) 1998-06-02
AU4999697A (en) 1998-05-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA001196B1 (ru) Способ и устройство для повышения отношения кратности перекрытия к длине морской сейсмической косы
US5973995A (en) Method of and apparatus for marine seismic surveying
US6882938B2 (en) Method for separating seismic signals from two or more distinct sources
US10345461B2 (en) Seismic data apparition from phase shifted sources
US6906981B2 (en) Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources
US9057800B2 (en) Marine seismic acquisition system
EP2802904B1 (en) Simultaneous source marine seismic acquisition
US4254480A (en) Frequency independent directionally sensitive array in seismic surveying
US9753163B2 (en) Simultaneous marine vibrators
AU2012201130B2 (en) Method and device for alternating depths marine seismic acquisition
US4242740A (en) Seismic refraction exploration
US20200012004A1 (en) Method and system for seismic data acquisition with front and top sources
Barr et al. A dual-sensor bottom-cable 3-D survey in the gulf of Mexico
CA2206773C (en) Method of and apparatus for marine seismic surveying
Cafarelli Sensing Below with Ocean Bottom Seismic
Roberts et al. A fixed receiver for recording multichannel wide-angle seismic data on the seabed
Ayers Seismic array positioning
Sullivan Marine geophones: Improvement of seafloor coupling and suppression of flow-induced noise
MXPA99003983A (en) Method and system for increasing fold to streamer length ratio

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU