EA025450B1

EA025450B1 - Способ сейсморазведки, основанный на определении площади освещения с использованием однократных отражений и отражений более высокого порядка

Info

Publication number: EA025450B1
Application number: EA201370093A
Authority: EA
Inventors: Мартин Видмайер; Вальтер Зёлльнер; Стиан Хегна; Стив Бишоп
Original assignee: Пгс Геофизикал Ас
Priority date: 2012-05-31
Filing date: 2013-05-15
Publication date: 2016-12-30
Also published as: MX2013006121A; CA2815269A1; EA201370093A3; CA2815269C; US9007870B2; AU2013205828B2; EP2669714A2; EA201370093A2; CN103454683A; AU2013205828A1; BR102013013317A2; EP2669714A3; MY162785A; EP2669714B1; US20130322205A1; BR102013013317B1

Abstract

Раскрыты способы, относящиеся к определению или реализации сетки съемочных маршрутов для морского сейсморазведочного судна. Сетка съемочных маршрутов может быть определена исходя из площади освещения разреза. Площадь освещения разреза может идентифицироваться на основе первичных отражений и отражений более высокого порядка, регистрируемых датчиками, расположенными в конфигурации сейсмоприемных кос, которая может буксироваться позади сейсморазведочного судна. Конфигурация сейсмоприемных кос может включать набор сейсмоприемных кос.

Description

При морской сейсморазведке могут применяться волны, например акустические, которые передаются к объектам геологической среды и отражаются назад к датчикам. Такие датчики могут быть выполнены в виде составной части сейсмических кос, буксируемых позади сейсморазведочного судна. Эти сейсмические косы могут выполняться в виде погруженной в воду группы сейсмических кос, которые могут быть расположены параллельно.

Одной из обычных сфер применения морской сейсморазведки являются нефтегазопоисковые работы в морской среде. Например, акустические волны, принятые при проведении морской сейсморазведки, можно анализировать с целью обнаружения углеводородосодержащих геологических структур и, тем самым, определения местоположения залежей нефти и природного газа. Для этого съемочные маршруты могут рассчитываться с целью определения оптимальной области съемки исследуемого участка. Для получения таких съемочных маршрутов может потребоваться сейсморазведочное судно, выполняющее многочисленные сейсморазведочные проходы в целях достаточного охвата исследуемого участка.

Перечень фигур чертежей

На фиг. 1 представлен пример сейсморазведочного судна, пригодного для реализации способов в соответствии с раскрытыми в настоящем документе вариантами осуществления, которое буксирует сейсмоприемные косы и сейсмический источник в водоеме.

На фиг. 2А представлен один пример однократных и многократных отражений, которые могут быть приняты датчиком и суммированы для использования при построении изображения среды в различных вариантах осуществления.

На фиг. 2В изображены однократные и многократные отражения, представленные в примере на фиг. 2А, вместе с дополнительным многократным отражением более высокого порядка.

На фиг. 3 представлена площадь освещения разреза на основе построения изображения с использованием однократных и многократных отражений в соответствии с некоторыми вариантами осуществления.

На фиг. 4 представлен пример съемочного маршрута, который может быть определен при помощи способов, соответствующих некоторым вариантам осуществления.

На фиг. 5 представлена блок-схема, иллюстрирующая способ вождения сейсморазведочного судна в соответствии с одним вариантом осуществления.

На фиг. 6А представлена блок-схема, иллюстрирующая способ определения сетки съемочных маршрутов с площадью освещения разреза, основанной на построении изображения с помощью однократных и многократных отражений.

На фиг. 6В представлена блок-схема, иллюстрирующая способ определения сетки съемочных маршрутов, который включает план выборки точек возбуждения (выстрелов) для использования с площадью освещения разреза, основанной на построении изображения с помощью однократных отражений и отражений более высокого порядка.

На фиг. 7 представлена структурная схема одного варианта осуществления системы, которая включает систему сбора данных и навигационную систему судна в соответствии с различными вариантами осуществления настоящего изобретения.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

Данное описание изобретения включает ссылки на один вариант осуществления и вариант осуществления. Появление таких фраз, как в одном варианте осуществления или в варианте осуществления необязательно относится к одному и тому же варианту. Конкретные признаки, конструкции или характеристики могут сочетаться с любым подходящим способом, согласующимся с настоящим описанием.

Терминология. В следующих параграфах представлены определения и (или) контекст для терминов, встречающихся в данном описании (включая прилагаемую формулу изобретения).

Используемый, используется. В контексте элемент X используется системой Υ для выполнения Ζ эта фраза относится к ситуации, при которой система Υ выполнена с возможностью выполнения функции Ζ путем использования (например, чтения, манипулирования, исполнения) элемента X. Таким образом, если система выполнена с возможностью определения площади освещения разреза путем выполнения различных операций на основе зарегистрированной и собранной информации, можно сказать, что эта зарегистрированная и собранная информация используется системой для определения площади освещения разреза.

Первый, Второй и т.д. В данном контексте эти термины используются для обозначения существительных, которым они предшествуют, и не предполагают какой-либо тип упорядочивания (например, пространственного, временного, логического и т.д.), если не указано иное.

На основе, исходя из. В данном контексте этот термин используется для описания одного или нескольких факторов, влияющих на определение. При этом данный термин не исключает дополнительных факторов, которые могут влиять на определение. Другими словами, определение может быть получено исключительно исходя из этих факторов или только части этих факторов. Рассмотрим фразу определить А исходя из В. Хотя В может быть фактором, который влияет на определение А, такая фраза не

- 1 025450 исключает определения А исходя также из С. В других случаях А может определяться исходя исключительно из В.

Включающий в себя. Это неограничивающий термин, который означает включающий следующие элементы (или их эквиваленты), но не исключающий другие. В том смысле, в каком он используется в прилагаемой формуле изобретения, этот термин не исключает дополнительных конструкций или шагов. Рассмотрим пункт формулы изобретения, в котором излагается следующее: Система, включающая в себя одну или несколько сейсмоприемных кос.... Такой пункт формулы изобретения не исключает того, что система может содержать дополнительные компоненты (например, сейсмический источник, системы сбора данных, навигационные системы). Содержащий или имеющий представляют собой аналогичным образом используемые термины, которые также являются неограничивающими.

Выполненный с возможностью. В данном контексте этот термин означает, что конкретный компонент аппаратного или программного обеспечения устроен таким образом, чтобы в процессе работы исполнять конкретную задачу или задачи. Таким образом, тот факт, что система выполнена с возможностью исполнения задачи А означает, что эта система может включать аппаратное и (или) программное обеспечение, которое в процессе работы системы исполняет или может исполнять задачу А. (Как таковая, система может быть выполнена с возможностью исполнения задачи А, даже если система в данный момент не работает).

Пример конфигурации для планирования и проектирования маршрутов сейсмической съемки представлен на виде сверху, изображенном на фиг. 1.

Сейсморазведочное судно 110 может буксировать один или несколько источников 120 и набор сейсмоприемных кос 130 в продольном направлении 101. Альтернативно, в некоторых вариантах осуществления источник(и) 120 и сейсмоприемные косы 130 могут буксироваться отдельными судами или иным образом, будучи надлежащим образом расположенными в водоеме. Различные сейсмоприемные косы 130 могут в некоторых случаях быть расположенными практически параллельно (разнесенными в продольном направлении 102), чтобы обеспечить построение изображения участка геологической среды. Построение изображения может выполняться с помощью полученных данных, соответствующих отражению и рассеянию сигналов (например, волн давления), генерируемых источником 120. Как показано на чертеже, различные сейсмоприемные косы 130 расположены параллельно продольному направлению буксирования сейсморазведочного судна 110. В некоторых вариантах осуществления различные сейсмоприемные косы 130 могут располагаться с образованием конфигурации, которая смещена относительно направления буксирования сейсморазведочного судна 110 (например, выравниваться под углом, который смещен относительно направления буксирования), и (или) в конфигурации, в которой различные сейсмоприемные косы 130, по существу, не являются параллельными друг другу (например, выровнены под различными углами относительно направления буксирования).

Каждая из различных сейсмоприемных кос 130 может включать набор датчиков 140. Датчики 140 могут включать, например, погружные датчики давления (например, гидрофоны) и датчики скорости (например, геофоны). Сейсмоприемная коса 130 может также включать различные дополнительные компоненты, такие как устройства управления.

Хотя на фиг. 1 представлена конфигурация, в которой используется восемь сейсмоприемных кос и один сейсмический источник, в вариантах осуществления согласно настоящему описанию могут применяться конфигурации, содержащие больше одного источника и (или) иное количество сейсмоприемных кос. Кроме того, количество датчиков 140, представленных на фиг. 1, дано только в целях иллюстрации, при этом в различных вариантах осуществления настоящего изобретения может использоваться другое количество датчиков на одну косу. В некоторых вариантах осуществления не все сейсмоприемные косы могут включать одинаковое количество датчиков. В некоторых вариантах осуществления датчики могут иметь различные схемы расположения, либо размещаться с неравномерным шагом на разных сейсмоприемных косах.

Обратимся теперь к фиг. 2А и 2В, на которых представлены примеры однократных и многократных отражений, которые в некоторых случаях могут использоваться при построении изображения площади освещения разреза. Как показано на фиг. 2А, источник 120 может вызывать однократные отражения и различные отражения более высоких порядков, принимаемые датчиками, такими как самый отдаленный датчик 140а. На фиг. 2А представлен пример однократного отражения 230, в котором волна от источника 120 однократно отражается от отражающего горизонта 202 (такого как морское дно, объекты геологической среды ниже поверхности морского дна), прежде чем достичь датчика 140а. На фиг. 2А представлен также пример отражения более высокого порядка 220, в котором волна несколько раз отражается, прежде чем достигает датчика 140 (в данном примере рассматриваемая волна отражается три раза от отражающего горизонта 202 и дважды - от поверхности моря 201, всего пять раз). Термин отражения более высокого порядка относится к волне, которая, по меньшей мере, дважды отразилась между источником и принимающим датчиком.

В традиционных способах сейсмосъемки, использующих построение изображения, основанное только на однократно отраженных волнах, площадь освещения разреза может определяться по системе наблюдений с общей средней точкой (например, моделирование структур геологической среды как сред

- 2 025450 с горизонтальными границами раздела при проектировании сейсморазведочных работ). В подобных случаях положение средней точки может представлять собой вектор, заданный половиной суммы вектора положения приемника и вектора положения источника. Связующие (поперечные) профили могут представлять собой последовательные номера средних точек номинальной геометрии системы наблюдений, проецируемых на поперечную ось (ось в поперечном направлении, перпендикулярную основному направлению морского профиля). Продольные профили могут представлять собой последовательные номера средних точек номинальной геометрии системы наблюдений, проецируемых на продольную ось (ось в продольном направлении, параллельную основному направлению морского профиля). Расстояние между последовательными продольными и поперечными профилями может быть задано проекцией разности векторов средних точек номинальной геометрии системы наблюдений (например, многокосного судна для сбора трехмерных данных) на продольную и поперечную ось соответственно. Таким образом, однократно отраженная волна 230, принимаемая самым отдаленным датчиком 140а, может очерчивать внешнюю границу площади освещения, обеспечивая построение изображения отражающего горизонта 202 (например, морского дна, объектов геологической среды) до расстояния 212 (половина расстояния 211 от источника 120 до датчика 140а). Таким образом, сетка съемочных маршрутов при морской сейсморазведке, проектируемая в соответствии с этими традиционными способами, может потребовать, чтобы расстояния между морскими профилями соответствовали половине полной зоны разнесения (охвата) сейсмоприемной косы (например, умноженное на количество кос расстояние между косами, разделенное на два, расстояние между поперечными профилями крайних сейсмоприемных кос), чтобы обеспечить полный охват исследуемого участка. Аналогичным образом, количество (например, частота) выстрелов, которые могут потребоваться для обеспечения нужного охвата в продольном направлении, может определяться исходя из продольных размеров площади освещения.

В отличие от традиционных систем сбора данных морской сейсморазведки, сбор данных с помощью двухканальных (или многоканальных) сейсмоприемных кос с двумя (или несколькими) типами датчиков позволяет разделять поля восходящих и нисходящих волн. Разделенные волновые поля могут обеспечить подавление провалов в спектре, вызванных волнами-спутниками со стороны приемника, что позволяет получать изображения высокого разрешения.

Для некоторых частей спектрального состава сейсмических сигналов (например, когда показания датчиков движения зашумлены) и при определенных ограничивающих состояниях морской поверхности разделение волновых полей может выполняться с помощью только датчиков давления при сборе данных с использованием традиционной сейсмоприемной косы. См. патенты США № 7359283 и 7835225.

В отличие от традиционных способов способы, раскрываемые в настоящем документе, могут применяться для определения навигационных съемочных маршрутов при морской сейсморазведке исходя из площади освещения разреза, получаемой путем построения изображения с использованием разделенных волновых полей (например, полных полей восходящих и нисходящих волн), включая однократные и многократные отражения. Например, в работе \У1Штоге и др. описано построение изображения однократных и многократных отражений с помощью данных от двух типов датчиков, разделения волновых полей двухканальной сейсмоприемной косы, нисходящей экстраполяции и применения условий получения изображения. См. публикацию Ν.Ό. ^Ьйшоге, А.А. Уа1епс1апо, 8о11пег, 8. Ьи, 1тадш§ оГ рптапез апй тиШр1е8 импд а Йиа1-8еп8ог Ю\\ей Чгеатег. 2010 Аппиа1 1п1егпаОопа1 МееНпд, 8ЕС, 3187-3192, содержание которой полностью включено в настоящий документ посредством ссылки. В отличие от принципов построения изображения, основанных на использовании только однократных отражений (например, способы, позволяющие отфильтровывать данные, соответствующие многократным отражениям, в качестве помех), построение изображения с использованием полных разделенных волновых полей (включая однократные отражения и отражения более высоких порядков) позволяет рассматривать поля нисходящих волн в месте расположения каждого датчика (например, нисходящие части поля многократно отраженных волн 220) в качестве вторичного источника. Таким образом, площадь освещения разреза, изображение которого может быть построено, можно существенно расширить как в продольном, так и в поперечном направлении. Например, на фиг. 2А изображена площадь освещения разреза, охватывающая расстояние от источника, по меньшей мере, до средней точки между двумя крайними сейсмоприемными косами. Конкретнее, на фиг. 2А представлен пример построения изображения с помощью однократных и многократных отражений с целью способствовать построению изображения отражающего горизонта 202 в поперечном направлении до расстояния 213, которое представляет собой расстояние от источника 120 до середины (расстояние 215) полного расстояния между последним (самым отдаленным) датчиком 140а (расположенным на расстоянии 211) и предпоследним датчиком 140Ь (расположенным на расстоянии 214 в поперечном направлении отдатчика 140а) в поперечном направлении.

На фиг. 2В представлен пример еще большей площади освещения разреза, изображение которого можно построить в случаях использования многократных отражений более высокого порядка. Представленная площадь освещения разреза, которая дополнительно определяется исходя из волнового поля многократно отраженной волны более высокого порядка 240, охватывает расстояние 216, составляющее почти полное поперечное расстояние между источником 120 и датчиком 140а. Поскольку этот принцип распространяется на отражения очень высоких порядков, волновое поле в некоторых случаях может вести

- 3 025450 себя как нисходящая плоская волна (например, волновое поле источника на полной поверхности наблюдений), при этом полученное изображение площади может в некоторых случаях охватывать всю зону разнесения сейсмической косы. В большинстве случаев, реальные морские поверхности не являются полностью плоскими, но обладают, как правило, некоторой степенью шероховатости (например, в зависимости от погодных условий). Вследствие этого, поля нисходящих волн в большинстве случаев можно рассматривать в качестве волновых полей с ненаправленным рассеянием в каждой точке приема. В различных вариантах осуществления полученное изображение площади может иметь поперечный размер, составляющий не менее 95% поперечного расстояния между двумя крайними сейсмоприемными косами.

В сейсмических данных, полученных с помощью различных вариантов использования геометрии морских систем наблюдения, в которых могут использоваться двойные датчики и один или несколько активных источников и применяться технология построения изображения, основанная на принципе построения изображения с разделенными волновыми полями, полное поле нисходящих волн может действовать в качестве одновременных источников в каждой точке приема. Традиционная сейсморазведка, использующая активные источники в каждой точке приема (например, симметричная выборка), обеспечивает подходящую геометрию с точки зрения достоверной реконструкции параметров волновых полей. Варианты осуществления согласно настоящему описанию могут обеспечить одновременную симметричную выборку (например, без использования активных источников в каждой точке приема) за счет сочетания сбора данных с помощью двух типов датчиков с принципом построения изображения с разделенными волновыми полями.

Эти способы применяются также к площади освещения разреза в продольном направлении, как подробнее обсуждается со ссылкой на фиг. 3. Соответственно, способы настоящего изобретения можно использовать для определения навигационных съемочных маршрутов при сейсморазведке на основе больших площадей освещения разреза с учетом однократных и многократных отражений, благодаря чему сокращается объем работ по сбору данных за счет уменьшения количества проходов, которые необходимо проделать сейсморазведочному судну для получения изображения исследуемого участка.

Кроме того, использование многократных отражений может также обеспечить повышение кратности (например, увеличение количества принятых сейсмических данных, представляющих площадь освещения) в поперечном и (или) продольном направлениях. Например, волновое поле многократно отраженной волны более высокого порядка 240, изображенной на фиг. 2В, может обеспечить значительное увеличение объема сейсмических данных (на выстрел источника 120), которые могут быть приняты различными датчиками 140. Соответственно, способы настоящего изобретения могут обеспечить требуемую кратность наблюдений геологической среды с использованием меньшего количества выстрелов (точек возбуждения), чем используется в традиционных способах построения изображения на основе только однократных отражений.

На фиг. 3 представлен вид сверху, иллюстрирующий один пример большей площади освещения разреза, которая может быть определена с использованием вариантов осуществления способов настоящего изобретения, и улучшенный навигационный съемочный маршрут (например, на основе морских профилей, разнесенных на большее расстояние), который может быть определен. В этом примере площадь освещения разреза 330 представляет площадь освещения, которая может быть получена за счет традиционных способов построения изображения с использованием только однократных отражений. Поперечный размер площади освещения разреза 330 охватывает в поперечном направлении 102 расстояние 331 от источника 120. Как обсуждалось выше, расстояние 331 представляет собой половину расстояния до крайней сейсмоприемной косы 130й (половина расстояния 333). Таким образом, полный размер в поперечном направлении площади освещения разреза 330 можно выразить в виде половины поперечного расстояния между двумя крайними сейсмоприемными косами 130а и 130й.

Аналогичным образом, продольный размер площади освещения, который может быть получен за счет традиционных способов построения изображения с использованием только однократных отражений разреза, показан в виде расстояния 332 в примере на фиг. 3. Это расстояние между серединой 312 расстояния между источником и передними (самыми близкими) датчиками в продольном направлении (расстояние 314) и середина 334 расстояния между источником и задними (самыми отдаленными) датчиками (расстояние 336) в продольном направлении.

В отличие от этого, один пример улучшенной площади освещения, полученной при помощи способов настоящего изобретения, представлен в виде площади освещения разреза 320. Изображенный поперечный размер площади освещения разреза 320 (который больше, чем описанный выше поперечный размер площади 330) охватывает в поперечном направлении 102 расстояние 321 от источника 120. Как обсуждалось выше, расстояние 321 представляет собой поперечное расстояние от источника 120 до середины 325 расстояния 323 между крайней сейсмоприемной косой 130й и соседней сейсмоприемной косой 130д в поперечном направлении. Таким образом, полный поперечный размер площади освещения разреза 320 может быть выражен в виде суммы поперечного расстояния между предпоследней слева сейсмоприемной косой и предпоследней справа сейсмоприемной косой (косы 130Ь и 130д), половины поперечного расстояния между предпоследней слева сейсмоприемной косой 130Ь и крайней слева косой 130а и половины поперечного расстояния между предпоследней справа 130д и крайней справа сейсмоприемной

- 4 025450 косой 1301ι.

Как обсуждалось выше, в других примерах площадь освещения разреза может приближаться или быть равной расстоянию между двумя крайними сейсмоприемными косами (например, крайней косой 130а со стороны левого борта и крайней косой 130Н со стороны правого борта). В некоторых примерах площадь освещения разреза может быть больше или равна 95% расстояния между двумя крайними сейсмоприемными косами.

Варианты осуществления способов настоящего изобретения могут использоваться для получения аналогичным образом улучшенной площади освещения разреза в продольном направлении. Например, продольный размер площади освещения разреза 320 на фиг. 3 (который больше, чем описанный выше поперечный размер площади 330) представляет собой расстояние между 1) серединой 312 расстояния между источником и передними датчиками (расстояние 314) в продольном направлении и 2) серединой 326 расстояния 324 между задними датчиками (например, 140к) и предпоследними датчиками (например, 140_]) в продольном направлении.

В различных вариантах осуществления улучшенная площадь освещения разреза позволяет судну формировать сетку съемочных маршрутов, которая содержит меньшее количество проходов над данной площадью. Как показано на фиг. 4, например, судно 110, реализующее описанные в настоящем документе способы, формирует сетку съемочных маршрутов, которая включает съемочные маршруты 410а и 410Ь с интервалом 420. В этом случае интервал 420 между съемочными маршрутами 410 может быть значительно больше, чем интервал между маршрутами, по которым проходит судно при использовании традиционных способов съемки. Помимо этого, в некоторых вариантах осуществления судно 110 формирует сетку съемочных маршрутов, которая включает план выборки точек возбуждения, менее плотный, чем предшествующие планы вследствие размера улучшенной площади освещения геологического разреза. Таким образом, для получения требуемого охвата геологической среды судно 110 может выполнять меньшее количество выстрелов, разнесенных друг от друга на большее расстояние.

Обратимся теперь к фиг. 5, на котором показана блок-схема одного варианта осуществления способа ведения сейсморазведочного судна при формировании съемочного маршрута. Способ 500 включает буксирование набора сейсмоприемных кос (например, в продольном направлении позади сейсморазведочного судна 110). Способ 500 включает также сбор информации, принимаемой датчиками, расположенными вдоль набора сейсмоприемных кос 520. Собранная информация включает данные, соответствующие однократным отражениям, и данные, соответствующие отражениям более высокого порядка. В блоке 530 способ включает шаг ведения сейсморазведочного судна по сетке съемочных маршрутов. Ведение судна может осуществляться исходя из площади освещения разреза, идентифицируемой на основе информации, соответствующей однократным отражениям, и информации, соответствующей отражениям более высокого порядка. В некоторых вариантах осуществления ведение судна включает реализацию плана выборки точек возбуждения исходя из площади освещения разреза. Соответственно, в одном из вариантов осуществления сейсморазведочное судно может корректировать плана выборки точек возбуждения, уменьшая или увеличивая частоту, с которой производятся выстрелы (т.е. плотность точек возбуждения) после или в ответ на изменение площади освещения разреза (т.е. увеличение или уменьшение текущего размера площади). В одном из вариантов осуществления эта корректировка может выполняться автоматически системой сбора данных сейсморазведочного судна, такой как система сбора данных 710, обсуждаемая ниже со ссылкой на фиг. 7.

Набор сейсмоприемных кос может включать первую крайнюю косу, вторую крайнюю косу и две или несколько сейсмоприемных кос, расположенных между первой и второй крайними сейсмоприемными косами. Две или несколько сейсмоприемных кос, расположенных между первой и второй крайними сейсмоприемными косами, включают третью косу, ближайшую к первой сейсмоприемной косе, и четвертую косу, ближайшую к второй крайней сейсмоприемной косе. На фиг. 3, например, первой и второй крайними сейсмоприемными косами могут быть косы 130а и 130Н соответственно. Третьей и четвертой сейсмоприемными косами, ближайшими к первой и второй сейсмоприемным косам, являются косы 130Ь и 130д соответственно (это косы, соседние с косами 130а и 130Н.) В некоторых случаях ведение судна осуществляется исходя из площади освещения разреза, которая имеет в поперечном направлении размер (например, ширину), представляющий собой, по меньшей мере, сумму поперечного расстояния между третьей и четвертой сейсмоприемной косой, половины поперечного расстояния между первой крайней сейсмоприемной косой и третьей косой и половину поперечного расстояния между второй крайней сейсмоприемной косой и четвертой косой.

В некоторых вариантах осуществления может использоваться единственный сейсмоисточник. В других вариантах осуществления сейсмоисточников может быть несколько.

На фиг. 6А представлена блок-схема способа 600 для определения сетки линий сейсмосъемки. В блоке 610 способ включает шаг определения площади освещения разреза, идентифицируемой по зарегистрированным первичным отражениям и отражениям более высокого порядка. Эти первичные отражения и отражения более высокого порядка могут регистрироваться датчиками, расположенными в конфигурации сейсмоприемных кос, которая включает набор буксируемых сейсмоприемных кос. В некоторых вариантах осуществления система сбора данных сейсморазведочного судна (например, система сбора дан- 5 025450 ных 710, описанная ниже со ссылкой на фиг. 7) определяет площадь освещения разреза путем отслеживания местоположений сейсмоприемных кос. Например, в одном из вариантов осуществления система сбора данных может отслеживать координаты нескольких местоположений (например, относительно продольной и поперечной осей) вдоль данной сейсмоприемной косы, где местоположения могут соответствовать некоторым датчикам в косе (например, передний датчик, задний датчик и один или несколько промежуточных датчиков). В некоторых вариантах осуществления система сбора данных на основе этих местоположений определяет (например, в реальном времени) текущее значение площади освещения разреза. В одном варианте осуществления эта площадь может быть определена путем определения текущего значения размера в продольном направлении и текущего значения размера в поперечном направлении для сейсмоприемных кос на основе различных критериев, обсуждавшихся выше. В блоке 620 способ включает шаг определения сетки линий сейсморазведки на основе площади освещения разреза. В некоторых вариантах осуществления шаг определения сетки линий включает выбор курса для сейсморазведочного судна (например, курса по компасу, соответствующего маршруту 410) исходя из текущего значения площади освещения и сообщения выбранного курса навигационной системе сейсморазведочного судна (например, навигационной системе 720, обсуждаемой ниже со ссылкой на фиг. 7). В таком варианте осуществления навигационная система может быть выполнена с возможностью регулировки текущего курса сейсморазведочного судна в соответствии с выбранным курсом. Например, сейсморазведочное судно может столкнуться с поперечным течением, которое первоначально вызывает сдвиг части правых сейсмоприемных кос в подветренную сторону, уменьшая тем самым площадь освещения разреза. В одном варианте осуществления, обнаружив такое уменьшение площади, сейсморазведочное судно может изменить свой курс, чтобы учесть возможные белые пятна, вызванные таким уменьшением. (В некоторых вариантах осуществления сетка съемочных маршрутов, определяемая в блоке 620, может быть определена как функция системы сбора данных, функция навигационной системы или функция какой-либо другой системы сейсморазведочного судна).

На фиг. 6В представлена блок-схема способа 601 для определения сетки съемочных маршрутов. В блоке 630 способ включает шаг определения площади освещения разреза, идентифицируемой по зарегистрированным первичным отражениям и отражениям более высокого порядка. Эти первичные отражения и отражения более высокого порядка могут регистрироваться датчиками, расположенными в конфигурации сейсмоприемных кос, которая включает набор буксируемых сейсмоприемных кос. В блоке 640 способ включает шаг определения плана выборки точек возбуждения исходя из площади освещения разреза (например, исходя из определенного продольного размера площади освещения разреза).

В качестве примера применения одновременной симметричной выборки, сетка съемочных маршрутов морской сейсморазведки с использованием двух типов датчиков и принципа построения изображения на основе разделенных волновых полей позволяет заполнить пробелы в освещении, вызванные отклонением сейсмоприемных кос или обходом препятствий судном (таких как платформы или другие стационарные установки), сведя их к минимуму. При традиционных способах сбора данных с использованием сейсмоприемных кос такие пробелы обычно заполняются с помощью дорогостоящих процедур сбора уплотняющих данных и сбора данных с подстрелом препятствий.

На фиг. 7 представлен пример варианта осуществления, который может использоваться для практической реализации описанных выше способов. Система 700 может включать систему сбора данных 710 и навигационную систему 720. В некоторых вариантах осуществления система сбора данных 710 и навигационная система 720 могут быть интегрированы в одну систему в качестве ее составных частей. В других вариантах осуществления соответствующие системы могут быть отдельными компонентами.

Как показано на чертеже, система сбора данных 710 может включать процессор 710а, подсистему памяти 720Ь и подсистему внешней памяти 720с. Процессор 710а (который может представлять собой несколько отдельных процессоров) может содержать кэш-память или другой тип внутриплатной памяти.

Память 710Ь может включать один или несколько компонентов подсистемы памяти. Например, в различных вариантах осуществления память 710Ь может быть реализована с помощью одной или нескольких подсистем, каждая из которых может включать флэш-память, память с произвольным доступом (ΚΆΜ, δΚΆΜ, ΕΌΟ ΚΆΜ, δΌΚΛΜ, ΌΌΚ δΌΚΛΜ, ΚΌΚ.ΆΜ и т.д.), постоянное запоминающее устройство (ΡΚΟΜ, ΕΕΡΚΟΜ и т.д.) и (или) различные другие виды энергозависимой или энергонезависимой памяти. В памяти 710Ь могут храниться команды программы, исполняемые системой сбора данных 710 с помощью процессоров 710а, включая команды программы, исполняемые в целях реализации системой 700 различных способов, раскрытых в настоящем документе.

Подсистема внешней памяти 710с может включать один или несколько компонентов подсистемы внешней памяти. Например, в некоторых вариантах осуществления внешняя память 710с может быть реализована с помощью одной или нескольких подсистем с любым типом технологии физического хранения данных, включая накопитель на жестких дисках (например, магнитный или полупроводниковый носитель), накопитель на гибких дисках, накопитель на оптических дисках, накопитель на магнитной ленте и т.д. Некоторые варианты осуществления системы сбора данных 710 могут не включать внешнюю память 710с, отдельную от памяти 710Ь (например, системы, имеющие только энергозависимую память, системы, имеющие энергонезависимую память, реализованную только на флэш-памяти). В некоторых

- 6 025450 вариантах осуществления вся или часть внешней памяти 710с может быть удалена от других компонентов системы сбора данных 710. Во внешней памяти 710с могут храниться команды программы, исполняемые компьютерной системой 100 с помощью процессоров 710а, включая команды программы, исполняемые системой сбора данных 710 с помощью процессоров 710а, включая команды программы, исполняемые в целях реализации системой 700 различных способов, раскрытых в настоящем документе.

Как показано на чертеже, навигационная система 720 может включать процессор 720а, подсистему памяти 720Ь и подсистему внешней памяти 720с. Эти элементы аналогичны процессору 710а, подсистеме памяти 710Ь и подсистеме хранения данных 710с, описанным выше применительно к системе сбора данных 710. Соответственно, описание этих элементов в связи с системой сбора данных 710 в равной степени относится к этим элементам применительно к навигационной системе 720.

Хотя выше описаны конкретные варианты осуществления, эти варианты осуществления не ограничивают объем раскрытия изобретения, даже если в связи с каким-либо конкретным признаком описан только один вариант осуществления. Примеры признаков, представленные в настоящем раскрытии изобретения, предназначены для целей иллюстрации, а не ограничения, если не оговорено противное. Приведенное выше описание охватывает такие альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, которые будут понятны специалисту, воспользовавшемуся раскрытым здесь изобретением.

В объем настоящего раскрытия изобретения входит любой признак или комбинация признаков, раскрытых в документе (явно или неявно), или любое их обобщение, независимо от того, смягчают ли они все или любые из рассматриваемых здесь проблем. Соответственно, в ходе ведения дела по заявке на данное изобретение (или по заявке, испрашивающей приоритет по заявке на данное изобретение) может быть составлена новая формула изобретения на такую комбинацию признаков. В частности, что касается прилагаемой формулы изобретения, признаки зависимых пунктов формулы изобретения могут комбинироваться с признаками независимых пунктов, а признаки соответствующих независимых пунктов могут комбинироваться любым подходящим образом, а не просто в виде конкретных комбинаций, перечисленных в прилагаемой формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ сейсморазведки, включающий следующие шаги:

определяют площадь освещения разреза, идентифицируемую по первичным отражениям и отражениям более высокого порядка, зарегистрированным датчиками, расположенными вдоль набора сейсмоприемных кос, буксируемого сейсморазведочным судном;

определяют сетку съемочных маршрутов для сейсморазведочного судна исходя из определенной площади освещения разреза.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрация первичных отражений и отражений более высокого порядка включает идентификацию полей восходящих волн и полей нисходящих волн сейсморазведочным судном; а определение площади освещения разреза включает определение размера в поперечном направлении, причем этот размер больше, чем половина поперечного расстояния от первой крайней сейсмоприемной косы до второй крайней сейсмоприемной косы.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное определение площади освещения разреза включает отслеживание системой сбора данных сейсморазведочного судна местоположений набора сейсмоприемных кос;

определение системой сбора данных сейсморазведочного судна площади освещения разреза исходя из этих местоположений.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что указанное определение сетки съемочных маршрутов включает выбор курса для сейсморазведочного судна исходя из текущего значения площади освещения; сообщение выбранного курса навигационной системе сейсморазведочного судна, причем навигационная система выполнена с возможностью регулировки текущего курса сейсморазведочного судна в соответствии с выбранным курсом.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанное определение площади освещения разреза включает определение в поперечном направлении размера, составляющего по меньшей мере 95% поперечного расстояния от первой крайней сейсмоприемной косы до второй крайней сейсмоприемной косы.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает также следующие шаги:

определяют план выборки точек возбуждения при сейсмосъемке исходя из площади освещения разреза;

корректируют план выборки точек возбуждения при сейсмосъемке в ответ на изменение площади освещения разреза.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает также следующий шаг: определяют план выборки точек возбуждения при сейсмосъемке исходя из площади освещения разреза, причем площадь освещения разреза имеет в продольном направлении размер, больший, чем продольное расстояние между

- 7 025450 первым положением, находящимся в средней точке между сейсмоисточником и самым близким положением датчиков вдоль набора сейсмоприемных кос; и вторым положением, находящимся в средней точке между самым дальним положением и предшествующим самому дальнему положением датчиков вдоль набора сейсмоприемных кос.
8. Система сейсморазведки для осуществления способа по п.1, включающая систему сбора данных, выполненную с возможностью сбора информации, регистрируемой датчиками, расположенными вдоль набора сейсмоприемных кос, который буксируется сейсморазведочным судном, причем собранная информация включает данные, соответствующие однократным отражениям, и данные, соответствующие отражениям более высокого порядка;

навигационную систему, выполненную с возможностью ведения сейсморазведочного судна по сетке съемочных маршрутов, причем сетка съемочных маршрутов определяется исходя из площади освещения разреза, идентифицируемой на основе информации, соответствующей однократным отражениям, и информации, соответствующей отражениям более высокого порядка.
9. Система по п.8, отличающаяся тем, что дополнительно включает набор сейсморазведочных кос, причем набор сейсморазведочных кос включает первую крайнюю косу, вторую крайнюю косу и две или несколько сейсмоприемных кос, расположенных между первой и второй крайними сейсмоприемными косами;

единственный сейсмоисточник, буксируемый за морским сейсморазведочным судном, причем этот единственный сейсмоисточник выполнен с возможностью формирования волн, соответствующих однократным отражениям и отражениям более высокого порядка;

при этом площадь освещения разреза имеет в поперечном направлении размер, больший, чем половина поперечного расстояния от первой крайней сейсмоприемной косы до второй крайней сейсмоприемной косы.
10. Система по п.8, отличающаяся тем, что дополнительно включает набор сейсморазведочных кос, причем набор сейсморазведочных кос включает первую крайнюю сейсмоприемную косу; вторую крайнюю сейсмоприемную косу;

третью сейсмоприемную косу, соседнюю с первой крайней сейсмоприемной косой;

четвертую сейсмоприемную косу, соседнюю со второй крайней сейсмоприемной косой;

при этом площадь освещения разреза имеет в поперечном направлении размер, составляющий, по меньшей мере, сумму поперечного расстояния между третьей и четвертой сейсмоприемной косой;

половины поперечного расстояния между первой крайней сейсмоприемной косой и третьей косой; половины поперечного расстояния между второй крайней сейсмоприемной косой и четвертой косой.
11. Система по п.8, отличающаяся тем, что площадь освещения разреза имеет в поперечном направлении размер, составляющий по меньшей мере 95% поперечного расстояния от первой крайней сейсмоприемной косы до второй крайней сейсмоприемной косы.
12. Система по п.8, отличающаяся тем, что площадь освещения разреза имеет в продольном направлении размер, больший, чем продольное расстояние между первым положением, находящимся в средней точке между сейсмоисточником и самым близким положением датчиков, расположенных вдоль набора сейсмоприемных кос; и вторым положением, находящимся в средней точке между сейсмоисточником и самым дальним положением датчиков, расположенных вдоль набора сейсмоприемных кос.