EA025769B1 - Способ сейсморазведки с поперечным разнесением сейсмических источников - Google Patents

Abstract

Способ буксирования группы сейсмоприемников для сбора морских сейсмических данных в водоеме включает буксирование набора сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении, позади сейсморазведочного судна в воде. Поперечное расстояние между соседними сейсмическими косами представлено величиной L. По меньшей мере два сейсмоисточника, пространственно разнесенных в поперечном направлении, буксируют позади сейсморазведочного судна. Поперечное расстояние между по меньшей мере двумя сейсмоисточниками представлено величиной kL, где k является константой и не превышает количества сейсмических кос.

Description

Настоящее изобретение в целом относится к области морской геофизической разведки. Более конкретно, изобретение относится к способам управления пространственным распределением или геометрической конфигурацией группы сейсмоприемных кос для геофизических исследований, буксируемых позади сейсморазведочного судна.

Предшествующий уровень техники

Системы морской геофизической разведки, такие как системы сбора сейсмических данных и системы электромагнитной съемки, используются для получения геофизических данных из формаций, расположенных ниже подошвы водного слоя, например озера или океана. Как правило, морские сейсморазведочные системы, например, включают сейсморазведочное судно, на борту которого находятся навигационное оборудование, оборудование управления сейсмическими источниками и аппаратура записи геофизических данных. Сейсморазведочное судно, как правило, выполнено с возможностью буксирования в воде одной или, чаще всего, набора сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении. В выбранные моменты времени оборудование управления сейсмическими источниками вызывает активацию одного или нескольких сейсмических источников (которые могут буксироваться в воде сейсморазведочным судном или другим судном). Сигналы, генерируемые различными датчиками одной или нескольких сейсмических кос в ответ на зарегистрированную сейсмическую волну, подаются в конечном счете на записывающее оборудование. В записывающей системе выполняется запись сигналов, генерируемых каждым датчиком (или группами таких датчиков), в зависимости от времени. В дальнейшем записанные сигналы интерпретируются для вывода заключения о строении и составе формаций, расположенных ниже подошвы водного слоя. Соответствующие компоненты для возбуждения электромагнитных полей и регистрации электромагнитных явлений, возникающих в геологической среде в ответ на такие поля, направленные в эту среду, могут использоваться в системах для морской электромагнитной геофизической разведки.

Одна или несколько сейсмоприемных кос представляют собой в самом широком смысле длинные кабели с геофизическими датчиками, расположенными в пространственно разнесенных местах по длине кабелей. Типовая сейсмическая коса может тянуться за геофизическим сейсморазведочным судном на несколько километров. Из-за большой длины типовой сейсмической косы она не может полностью перемещаться по прямой линии за сейсморазведочным судном в каждой точке вдоль своей длины в связи с тем, что помимо прочих факторов сейсмическая коса взаимодействует с водой и течениями в воде.

Сейсмические косы, буксируемые судном, выполненным с возможностью буксирования нескольких сейсмических кос, связаны с оборудованием, которое, как правило, поддерживает передние концы сейсмических кос на выбранных боковых расстояниях друг от друга и от продольной оси симметрии сейсморазведочного судна в то время, как происходит их буксирование в воде. Такие системы с несколькими сейсмическими косами применяются при геофизической разведке, известной под названием трехмерной и четырехмерной. Четырехмерная сейсморазведка представляет собой трехмерную съемку, повторяющуюся в выбранные моменты времени на одном и том же участке геологической среды. Отдельные сейсмические косы в таких системах оказываются под воздействием тех же самых сил, которые воздействуют на единственную сейсмическую косу.

На качество геофизических изображений геологической среды, получаемых с помощью трехмерной сейсморазведки, влияет точность, с которой осуществляется управление положением отдельных датчиков в сейсмических косах. Качество изображений, формируемых по зарегистрированным сигналам, в некоторой степени зависит также от относительного расположения сейсмоприемников, поддерживаемого в течение всего процесса геофизической разведки. Специалистам известны различные устройства для позиционирования сейсмических кос в поперечном направлении и (или) на выбранной глубине ниже водной поверхности. Например, в патенте США № 5443027, выданном 0\\ь1еу и др., описано устройство передачи бокового усилия для смещения буксируемого подводного акустического кабеля, которое обеспечивает смещение в горизонтальном и вертикальном направлениях. Однако устройство, описанное в патенте, выданном 0\\ь1еу и др., не обеспечивает активное управление направлением или глубиной сейсмической косы.

В патенте США № 6011752, выданном АшЬк и др., описан модуль управления положением сейсмической косы, имеющий корпус с первым и вторым торцом и каналом, проходящим от первого торца к второму для приема сейсмической косы. На модуле имеется по меньшей мере одна поверхность управления и по меньшей мере одно углубление, в котором первоначально располагается по меньшей мере одна поверхность управления. По меньшей мере одна поверхность управления подвижно присоединена к корпусу для перемещения внутрь и наружу по меньшей мере одного углубления и для перемещения в выдвинутом из корпуса состоянии в целях корректировки ориентации. В общем случае устройство, описанное в патенте, выданном АшЬк и др., имеет несколько больший диаметр, даже в закрытом состоянии, чем сейсмическая коса, к которой оно крепится, и такой диаметр может стать проблемой при развертывании и извлечении сейсмических кос из воды.

В патенте США № 6144342, выданном ВегШеак и др., описан способ навигационного управления буксируемой сейсмической косой с помощью регуляторов глубины погружения, прикрепленных к внеш- 1 025769 ней части сейсмической косы. Регуляторы глубины погружения оборудованы крыльями с изменяемым углом установки и закреплены на сейсмической косе с возможностью свободного вращения. Благодаря дифференциальному воздействию крылья позволяют регуляторам поворачиваться вокруг продольной оси сейсмической косы таким образом, что возникает гидродинамическая сила, ориентированная в любом заданном направлении относительно продольной оси сейсмической косы. Сигналы питания и управления передаются между сейсмической косой и регулятором с помощью вращающихся трансформаторов. Регулятор крепится к сейсмической косе с помощью канала, закрытого крышкой. Регулятор может отсоединяться автоматически при подъеме сейсмической косы, чтобы коса могла свободно наматываться на барабан. Описанный способ предположительно обеспечивает полное управление деформацией, погружением и направлением движения сейсмической косы.

Описанные выше устройства способны до некоторой степени обеспечить управление геометрической конфигурацией набора сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении и буксируемых судном. При изменении условий окружающей среды, например, в ответ на возникновение имеющих высокую скорость водных течений в направлении, поперечном движению судна, боковых ветров или высоких волн, может потребоваться корректировка геометрической конфигурации сейсмических кос.

Таким образом, существует потребность в способе повышения эффективности сейсмической разведки при различных условиях окружающей среды в водоеме, в котором буксируются сейсмические косы.

Сущность изобретения

Способ буксирования группы сейсмоприемников для сбора морских сейсмических данных в водоеме включает буксирование набора сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении, позади сейсморазведочного судна в воде. Поперечное расстояние между соседними сейсмическими косами представлено величиной Ь. По меньшей мере два сейсмоисточника, пространственно разнесенных в поперечном направлении, буксируют позади сейсморазведочного судна. Поперечное расстояние по меньшей мере между двумя сейсмоисточниками представлено величиной кЬ, где к является константой и не превышает количества сейсмических кос.

Способ буксирования группы сейсмоприемников для сбора морских сейсмических данных в водоеме согласно другому аспекту изобретения включает буксирование набора сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении, позади сейсморазведочного судна в воде. Поперечное расстояние между соседними сейсмическими косами представлено величиной Ь. По меньшей мере два сейсмоисточника, пространственно разнесенных в поперечном направлении, буксируют в воде. Поперечное расстояние по меньшей мере между двумя сейсмоисточниками представлено величиной кЬ, где к является константой и не превышает количества сейсмических кос. Сейсмические косы направляют под выбранным углом разнесения позади сейсморазведочного судна и используют сейсмические данные перекрывающихся профилей ОГТ (общей глубинной точки), собранные в поперечном направлении между поперечными положениями сейсмоисточников, для уменьшения сбора уплотняющих (дополнительных) данных.

Прочие особенности и преимущества настоящего изобретения будут ясны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Перечень чертежей

На фиг. 1 показана группа сейсмоприемных кос, каждая из которых включает устройства передачи бокового усилия и управления глубиной для регулирования геометрических характеристик соответствующей косы;

на фиг. 2 показано расположение сейсмоприемных кос и сейсмических источников, относящееся к известному уровню техники;

на фиг. 3 показан один из возможных вариантов расположения сейсмических кос и источников согласно настоящему изобретению.

На фиг. 4 показан один из возможных вариантов расположения сейсмических кос и источников согласно настоящему изобретению;

на фиг. 5 показано отклонение сейсмических кос на больших расстояниях от судна.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

Сейсморазведочная система, показанная и описанная со ссылкой на фиг. 1, предназначена для того, чтобы проиллюстрировать различные компоненты, применяемые при трехмерной сейсморазведке, для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения. Различные устройства, представленные на фиг. 1, не ограничивают объем изобретения.

Система сейсморазведки включает сейсморазведочное судно 10, которое движется по поверхности водоема 11, например озера или океана. Сейсморазведочное судно 10 может везти оборудование, обозначенное в целом позицией 12 и для удобства совместно называемое записывающей системой. Записывающая система 12, как правило, включает устройства (ни одно из них не показано отдельно), такие как блок записи данных для выполнения записи сигналов, генерируемых различными сейсмическими датчиками системы сбора данных, в зависимости от времени. Записывающая система 12 также включает, как правило, навигационное оборудование (не показанное отдельно) для определения и записи в выбран- 2 025769 ные моменты времени геодезического положения судна 10 и с помощью других устройств, которые объясняются ниже, геодезического положения каждого из набора сейсмических датчиков 22, расположенных в пространственно разнесенных местах вдоль сейсмических кос 20, буксируемых сейсморазведочным судном 10.

В одном из примеров устройство для определения геодезического положения может представлять собой приемник сигналов геодезического положения, такой как приемник глобальной навигационной спутниковой системы (ОР8, §1оЬа1 ροδίίίοηίη§ 8а1еШ1е), схематически обозначенный позицией 12А. Специалистам известны также другие устройства для определения геодезического положения. Упомянутые выше элементы записывающей системы 12 знакомы специалистам, и, за исключением приемника 12А, регистрирующего геодезическое положение, не показаны отдельно на чертежах в настоящем документе для ясности иллюстрации.

Сейсмические датчики 22 могут представлять собой геофизические датчики любого типа, известного специалистам. Неограничивающими примерами таких датчиков являются сейсмические датчики, реагирующие на движение частиц, такие как геофоны или акселерометры, датчики, реагирующие на давление, сейсмические датчики, реагирующие на временной градиент давления, или комбинации перечисленных типов. Сейсмические датчики 22 могут измерять, например, энергию сейсмических волн, первично отраженных или преломленных различными структурами геологической среды, расположенными ниже подошвы водного слоя 11, в ответ на волну, направляемую в геологическую среду двумя сейсмическими источниками энергии 30, 32. Записывающая система 12 может также включать оборудование управления энергоисточниками (не показано отдельно) для избирательного управления энергоисточниками 30, 32.

В сейсморазведочной системе, показанной на фиг. 1, имеются четыре сейсмоприемных косы 20, буксируемых сейсморазведочным судном 10. Однако количество сейсмоприемных кос, показанных на фиг. 1, служит только для целей объяснения настоящего изобретения и не ограничивает количество кос, которое может использоваться в любой конкретной системе геофизической съемки согласно настоящему изобретению. Как объяснялось в разделе Уровень техники настоящего документа, в морских системах сбора геофизических данных, таких как показана на фиг. 1, которые включают набор сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении, сейсмические косы 20, как правило, присоединены к буксировочному оборудованию, закрепляющему передний конец каждой из сейсмических кос 20 в выбранном поперечном положении по отношению к соседним сейсмическим косам и сейсморазведочному судну 10. Как показано на фиг. 1, буксировочное оборудование может включать два буксировочных каната 8 параванов, каждый из которых присоединен к судну 10 одним концом с помощью лебедки 19 или аналогичного устройства для намотки каната, которое позволяет изменять длину выпущенной части каждого буксировочного каната 8 паравана. Дальний конец каждого буксировочного каната 8 паравана функционально соединен с параваном 14. Каждому из параванов 14 придана форма, обеспечивающая поперечную составляющую движения к различным буксировочным компонентам, размещаемым в воде 11, когда параваны 14 движутся в воде 11. Поперечный в настоящем контексте означает расположенный поперечно направлению движения сейсморазведочного судна 10 в воде 11. Поперечная составляющая движения каждого паравана 14 направлена противоположно поперечной составляющей другого паравана 14. Объединенная поперечная составляющая движения обоих параванов 14 отдаляет параваны 14 друг от друга до тех пор, пока это не приведет к натяжению одного или нескольких распределительных канатов или тросов 24, функционально соединенных концами между параванами 14.

Каждая из сейсмоприемных кос 20 может быть присоединена своим осевым концом, ближайшим к судну 10 (передний конец), к концевому устройству 20А соответствующего буксировочного тросакабеля. Концевые устройства 20А буксировочных тросов-кабелей могут быть присоединены или связаны с распределительными канатами или тросами 24, чтобы зафиксировать поперечные положения сейсмических кос 20 по отношению друг к другу и к продольной оси симметрии судна 10. Электрическое и(или) оптическое соединение между соответствующими компонентами в записывающей системе 12 и, в конечном счете, между геофизическими датчиками 22 (и/или другим схемами) в сейсмических косах 20, находящихся с внутренней стороны боковых краев системы, может быть выполнено с помощью внутренних буксировочных тросов-кабелей 18, каждый из которых оканчивается соответствующим концевым устройством 20А. Одно из концевых устройств 20А буксировочных тросов-кабелей расположено на переднем конце каждой сейсмической косы 20. Электрическое и(или) оптическое соединение между соответствующими компонентами в записывающей системе 12 и датчиками 22 в крайних боковых сейсмических косах 20 может быть выполнено с помощью соответствующих концевых устройств 20А с использованием крайних буксировочных тросов-кабелей 16. Каждый из внутренних буксировочных тросовкабелей 18 и крайних буксировочных тросов-кабелей 16 может разворачиваться с помощью соответствующей лебедки 19 или аналогичного устройства для намотки каната таким образом, чтобы можно было изменять длину выпущенной части каждого троса-кабеля 16, 18. Тип буксировочного оборудования, присоединяемого к переднему концу каждой сейсмической косы, который показан на фиг. 1, предназначен только для того, чтобы проиллюстрировать тип оборудования, которое может буксировать в воде группу сейсмических кос, пространственно разнесенных в поперечном направлении. В других примерах

- 3 025769 системы сбора геофизических данных согласно настоящему изобретению могут использовать другие буксировочные конструкции.

Система сбора данных, показанная на фиг. 1, может также включать набор устройств управления боковым усилием и глубиной (БУГ) 26, совместно соединенных с каждой из сейсмических кос 20 в выбранных положениях по длине каждой сейсмической косы 20. Каждое устройство управления БУГ 26 может включать одну или несколько поворотных поверхностей управления (не показанных отдельно), которые при переходе к выбранной вращательной ориентации по отношению к направлению движения таких поверхностей в воде 11 создают гидродинамическую подъемную силу в выбранном направлении, подталкивающую сейсмическую косу 20 в любом выбранном верхнем или нижнем направлении в воде 11 или по поверхности воды в направлении, поперечном по отношению к направлению движения судна 10. Таким образом, такие устройства управления БУГ 26 могут использоваться для поддержания выбранного геометрического расположения сейсмических кос. Неограничивающий пример устройства управления БУГ, которое может использоваться в некоторых вариантах осуществления, описан в публикации заявки на патент США № 2008/0008033, поданной Ро88ит и др. Однако конкретная конфигурация устройств управления БУГ 26 не ограничивает объем настоящего изобретения. Как объяснялось выше, для целей настоящего изобретения только для некоторых устройств, используемых в качестве устройств управления БУГ 26, необходимо обеспечить возможность приложения выбираемого бокового усилия к соответствующим сейсмическим косам 20. Может предусматриваться управление глубиной сейсмических кос 20 пассивным способом, например, если предусмотреть для сейсмических кос 20 выбранный общий объемный вес или отдельные устройства управления глубиной (не показаны). Таким образом, ссылка на управление глубиной, обеспечиваемое устройствами БУГ 26, распространяется только на данный пример осуществления, например, с использованием устройства, представленного в упомянутой выше публикации заявки на патент '033, поданной Ро88ит и др. Любая ссылка на активное управление глубиной сейсмических кос 20 не ограничивает объем настоящего изобретения. Поэтому для целей определения объема настоящего изобретения устройства БУГ 26 должны выполнять только функцию устройств управления боковым усилием, а объясняемое здесь включение управления глубиной в качестве части функции, выполняемой устройствами управления БУГ 26, предназначено для того, чтобы специалисты в данной области понимали, что использование примера устройств управления БУГ 26, раскрытое в настоящем документе, как и другие аналогичные примеры, входит в объем настоящего изобретения.

В настоящем примере каждое устройство БУГ 26 может включать соответствующее устройство определения положения. В одном из примеров устройство определения положения может представлять собой акустическое дальномерное устройство (АДУ) 26А. Такие АДУ, как правило, включают акустический приемопередатчик или передатчик и электронную схему, выполненные с возможностью инициирования излучения приемопередатчиком импульсов акустической энергии. Время пробега акустических волн между передатчиком и приемником, расположенным на расстоянии от него, например, по длине той же сейсмической косы и(или) на другой сейсмической косе, связано с расстоянием между передатчиком и приемником и скоростью распространения акустической волны в воде. Можно предположить, что скорость распространения акустической волны в воде, по существу, не изменяется при проведении сейсморазведочных работ или может быть измерена каким-либо устройством, таким как испытательная ячейка для определения скорости в воде. Альтернативно или дополнительно, акустические дальномерные устройства (АДУ) могут располагаться в выбранных положениях вдоль каждой из сейсмических кос, не являясь при этом связанными с устройствами управления БУГ 26. Такие дополнительные АДУ обозначены позицией 23 на фиг. 1. Каждое из АДУ 26А, 23 может обмениваться сигналами с записывающей системой 12 таким образом, чтобы в любой момент времени расстояние между любыми двумя АДУ 26А, 23 на любой из сейсмических кос 20 поддавалось определению. Одно или несколько АДУ могут помещаться в выбранных положениях в непосредственной близости от кормовой оконечности судна 10, чтобы относительные расстояния между выбранными положениями судна 10 и любым из АРД на сейсмических косах также можно было определить. Неограничивающий пример АДУ и системы, используемой с такими АДУ, описан в патенте США № 7376045, выданном Ра1кеиЬет§ и др. и переуступленном патентообладателю настоящего изобретения.

Сейсмические косы 20 могут, дополнительно или альтернативно, включать набор датчиков курса 29, пространственно разнесенных по длине каждой сейсмической косы 20. Датчики курса 29 могут представлять собой геомагнитные датчики направления, например магнитные компасные устройства, прикрепленные снаружи к сейсмической косе 20. Один из типов компасного устройства описан в патенте США № 4481611, выданном Виттаде, и включен в настоящий документ посредством ссылки. Датчики курса 29 формируют сигнал, указывающий курс (направление на северный магнитный полюс) сейсмической косы 20 в осевом положении датчика курса 29 вдоль соответствующей сейсмической косы. Измерения такого курса в пространственно разнесенных местах вдоль каждой сейсмической косы могут использоваться для интерполяции геометрических характеристик (пространственного распределения) каждой сейсмической косы.

На дальнем конце каждой сейсмической косы 20 может располагаться хвостовой буй 25. Хвостовой буй 25 может включать, помимо прочих измерительных устройств, приемник геодезического положения

- 4 025769

25А, например, ΟΡδ-приемник, который может определять геодезическое положение каждого хвостового буя 25. Приемник геодезического положения 25А в каждом хвостовом буе 25 может обмениваться сигналами с записывающей системой 12.

Определяя расстояние между АДУ 26А, 23, включающее одно или несколько АДУ на судне 10, и(или) интерполируя пространственное распределение сейсмических кос по результатам измерений, осуществляемых с помощью датчика курса 29, можно выполнить оценку геометрических характеристик каждой сейсмической косы 20. Геометрические характеристики сейсмических кос 20 могут совместно называться геометрической конфигурацией группы. Для целей определения объема настоящего изобретения различные компоненты измерения положения, описанные выше, включая относящиеся к датчикам курса 29, АДУ 26А, 23 и, в случае их использования, к дополнительным приемникам геодезического положения 25А в хвостовых буях 25, могут использоваться по отдельности или в любой комбинации. Для целей настоящего изобретения необходимо только иметь возможность выполнить удовлетворительную оценку относительного положения каждой точки по длине каждой сейсмической косы 20 по отношению к сейсморазведочному судну 10 или, как объясняется дальше, по отношению к положению энергоисточника 17. При надлежащем выборе мест по длине каждой сейсмической косы, в которых расположены описанные выше различные устройства для измерения относительного положения, можно определять геометрическую конфигурацию группы без необходимости измерять, оценивать или иным образом определять абсолютное геодезическое положение в большом количестве мест по длине каждой сейсмической косы, например, путем использования большого количества ΟΡδ-приемников. Для удобства определения изобретения АДУ и датчики курса могут называться датчиками определения относительного положения. Определяя относительные положения в каждой точке вдоль сейсмической косы по отношению к выбранной точке на сейсморазведочном судне или энергоисточнику, можно определить геодезическое положение каждой из таких точек сейсмической косы, если геодезическое положение судна или энергоисточника определено. Как объяснялось выше, навигационная часть записывающей системы 12 может включать ΟΡδ-приемник или любой другой геодезический приемник 12А. В некоторых примерах энергоисточник 17 может также включать геодезический приемник 17А, такой как ΟΡδприемник. Конкретный пример системы для определения относительного положения сейсмических кос с помощью акустических сигналов описан в патенте, выданном Ра1кеиЪег§ и др., упоминаемом выше.

Как объяснялось выше, судно 10 может также буксировать группы источников 30, 32, например группы пневмопушек. Записывающая система 12 включает оборудование, служащее, как объяснялось выше, для активации групп источников 30, 32 в выбранные моменты времени. Для целей определения настоящего изобретения термин источник может использоваться на равных основаниях с термином группа источников. Тип источника не ограничивает объем настоящего изобретения.

Разъяснив, как работают системы сбора данных, которые могут использоваться в различных примерах, можно объяснить теперь принцип настоящего изобретения со ссылкой на фиг. 2-5. На фиг. 2 иллюстрируется геометрическая конфигурация системы сбора трехмерных (3Ό) морских сейсмических данных, известной из уровня техники, в которой источники 30, 32 буксируются сейсморазведочным судном 10. Судно 10 буксирует сейсмоприемные косы 20, количество которых обозначено позицией N (другое оборудование, связанное с сейсмоприемными косами, показанными на фиг. 1, опущено на фиг. 2-5 для наглядности), по существу, равномерно распределенных в поперечном направлении и отделенных друг от друга в поперечном направлении расстоянием, представленным позицией Ь. Судно 10 буксирует также две группы источников 30, 32, симметрично расположенных позади судна 10, как объяснялось выше, и разделенных расстоянием, как правило, равным Ь/2. Источники 30, 32 могут активироваться поочередно и освещать геологическую среду по профилям данных общей глубинной точки (ОГТ), обозначенным позицией 31 и создаваемым первым источником 30, а также обозначенным позицией 33 и создаваемым вторым источником 32. Судно 10, двигаясь по воде (11 на фиг. 1), собирает данные вдоль ряда профилей ОГТ, количество которых составляет 2Ν (в данном случае - двадцать), отделенных друг от друга поперечным расстоянием Ь/4. В случае системы сбора данных, включающей N сейсмоприемных кос, где соседние косы разделены расстоянием Ь, участок геологической среды, охватываемый морским профилем (судном, движущимся в одном направлении на заданное расстояние), прямо пропорционален величине ΝΤ/2. В настоящем изобретении одно и то же судно 10 используется для буксирования как источников, так и сейсмоприемных кос 20.

Вышеуказанный параметр ΝΤ/2 имеет важное значение для эффективности сбора 3Ό (трехмерных) морских сейсмических данных. Чем больше величина параметра, тем эффективнее происходит сбор данных, т.е. тем больше площадь участка геологической среды, охватываемого в единицу времени. Однако на эффективность сейсмической разведки воздействуют также другие факторы, прежде всего, повороты профиля (когда судно изменяет направление на противоположное, при этом система не собирает какиелибо данные) и запись любых необходимых уплотняющих данных. Запись уплотняющих данных может потребоваться в связи с тем, что при проведении сейсморазведочных работ сейсмоприемные косы 20 не являются практически вытянутыми по прямой линии позади судна 10 и могут занимать положения, отклоняющиеся от одного морского профиля к следующему. Эти эффекты отклонения, как правило, сильнее проявляются при больших удалениях (больших расстояниях между судном и любой точкой по длине

- 5 025769 сейсмической косы 20), поскольку, чем больше длина, тем слабее контроль над поперечным положением сейсмической косы. Такие эффекты известны как размытие (отклонение) или эффект брюк.

Основной причиной отклонения троса (и вызванная им необходимость в уплотняющих данных) являются водные течения (приливные или иные). Эффект брюк обычно обусловлен создаваемой судном 10 турбулентностью, которая стремится разделить зону разнесения сейсмической косы посередине в поперечном направлении и раздвинуть наружу образовавшиеся половины (см. пример на фиг. 5) относительно продольной линии симметрии судна 10. Требования к уплотнению можно до некоторой степени уменьшить с помощью управляемых устройств (например, устройств БУГ 26 на фиг. 1) в сейсмических косах 20, как объяснялось выше со ссылкой на фиг. 1, чтобы снова направить их вдоль прямой линии позади судна 10. Однако даже при наличии таких устройств БУГ существуют пределы управления геометрической конфигурацией группы сейсмических кос.

Предлагаемая схема проведения сейсморазведки согласно одному из аспектов изобретения включает задание поперечного расстояния между источниками 30, 32 равным кЕ (где к < Ν). В некоторых случаях естественное растягивание (эффект брюк) сейсмических кос 20 (т.е. увеличение поперечного расстояния от продольной оси симметрии судна с увеличением расстояния от судна) можно искусственно поддерживать, например, с помощью устройств БУГ (26 на фиг. 1), а не пытаться уменьшить его с помощью устройств БУГ (26 на фиг. 1).

На фиг. 3 иллюстрируется эффект размещения источников 30, 32 позади судна 10 при к = 4, то есть на расстоянии, в четыре раза превышающем поперечное расстояние Ь между соседними сейсмическими косами 20. На фиг. 3 представлен первый случай, когда сейсмические косы 20 вытянуты по прямой линии позади судна 10. При такой геометрической конфигурации системы для каждого морского профиля сбор данных осуществляется по Ν+к профилям ОГТ (в настоящем примере 14 таких профилей ОГТ), каждый из которых отделен от соседнего профиля ОГТ в поперечном направлении расстоянием Ь/2. Площадь участка геологической среды, охватываемого таким морским профилем, прямо пропорциональна величине Щ+к)Ь/2. Повышение производительности по сравнению со способом сбора данных известного уровня техники, в котором расстояние между источниками равно Ь/2 (см. фиг. 2) составляет к/Ν (приблизительно 40% в настоящем примере). Возможный недостаток, связанный с использованием расположения, показанного на фиг. 3, заключается в том, что дискретизация данных в поперечном направлении (т.е. поперечное расстояние между профилями ОГТ) составляет Ь/2 вместо Ь/4. Грубая дискретизация данных в поперечном направлении может не создавать препятствий при крупных рекогносцировочных исследованиях (где главным фактором является производительность), однако может представлять собой проблему для высокоразрешающих исследований. Если дискретизация данных в поперечном направлении создает проблему, можно удвоить количество сейсмических кос и разделить поперечный интервал между ними на 2 (т.е. сделать поперечный интервал между соседними сейсмическими косами, равным Ь/2). В результате будет достигнуто поперечное расстояние между профилями ОГТ, равное Ь/4 (как на фиг. 2), при обеспечении повышения производительности за счет пространственного разнесения источников 30, 32 в поперечном направлении на 4Ь. Пример такого расположения, при котором поперечный интервал между соседними сейсмическими косами составляет Ь/2, а не Ь, показан на фиг. 4.

Анализируя фиг. 3 следует также отметить, что некоторые профили ОГТ перекрываются, т.е. для некоторых поперечных смещений относительно продольной оси симметрии судна 10 формируется более одного профиля ОГТ из-за расстояния между источниками 30, 32. Такое перекрытие профилей ОГТ отмечается, например, в случае, когда позиционное обозначение 31 и позиционное обозначение 33 указывают на один и тот же профиль ОГТ. Для геометрической конфигурации, показанной на фиг. 3, где сейсмические косы 20 вытянуты по прямой позади судна 10, тот или иной профиль ОГТ, соответствующий конкретному поперечному удалению относительно продольной оси симметрии судна, может быть исключен из набора сейсмических данных. В большинстве случае будет сохранен профиль с наименьшим удалением. В силу этого, максимальное минимальное удаление можно уменьшить по сравнению с традиционными способами сбора данных. В конфигурации, показанной на фиг. 3, минимальное удаление для перекрывающихся профилей ОГТ будет соответствовать самому короткому расстоянию между источником (30 или 32) и первым датчиком в любой из сейсмических кос, которые формируют перекрывающийся профиль ОГТ. На освещение неглубоких отражающих границ непосредственно влияет записанное минимальное удаление, в связи с чем желательно получить более короткое минимальное удаление, и, как правило, будет сохраняться профиль с наименьшим удалением.

В одном из примеров, как показано на фиг. 5, можно допустить, чтобы сейсмические косы 20 приняли, по существу, ту форму, которую они обычно принимают в результате «эффекта брюк», с помощью устройств БУГ (26 на фиг. 1), чтобы поддерживать сейсмические косы 20 вытянутыми по прямой линии, а не пытаться вернуть их в вытянутое положение позади судна, например, как показано на фиг. 3. Конкретно, устройства БУГ (26 на фиг. 1) можно использовать, чтобы направить сейсмические косы под выбранным углом разнесения между первой частью сейсмических кос, вытянутых позади судна, и второй частью сейсмических кос, вытянутых позади судна. Обычно первую часть сейсмических кос будут представлять собой косы, расположенные по одну сторону морского профиля судна, а вторую часть - косы,

- 6 025769 расположенные по другую сторону морского профиля судна. Как объяснялось выше со ссылкой на фиг. 3, между поперечными положениями источников 30, 32 количество профилей ОГТ 31, 33 будет удваиваться. В примере на фиг. 5 такие удваиваемые или дополнительные профили 31, 33 можно использовать для обеспечения охвата геологической среды в центральной зоне эффекта брюк группы сейсмических кос, тем самым уменьшая или устраняя необходимость в уплотняющих данных.

Если принять равным 3° половинный угол разнесения (эффект брюк) сейсмической косы β между положениями, которые занимала бы сейсмическая коса при отсутствии эффекта брюк, и фактическим положением сейсмических кос (эквивалентным полному углу разнесения, равному 6°), разнесение в поперечном направлении увеличивается на 628 м при удалении 6 км и на 837 м при удалении 8 км, где удаление представляет собой расстояние между передним концом сейсмических кос и заданной точкой по длине косы от ее переднего конца. В случае, когда Ь=150 м, а N=10, разнесение в поперечном направлении равно 1350 м при сборе данных с помощью сейсмических кос, вытянутых за судном по прямой линии. При эффекте брюк с половинным углом 3°, разнесение в поперечном направлении равно 1978 м при удалении 6 км (47% увеличение) и 2187 м при удалении 8 км (62% увеличение). Благодаря запасному (дополнительному) охвату, обеспечиваемому расстоянием между источниками 30, 32, как показано на чертеже, такие большие разнесения с максимальным удалением фактически обеспечивают хорошую выборку данных в поперечном направлении и требуют минимального охвата уплотняющими данными.

При проектировании системы сейсморазведки согласно настоящему изобретению необходимо учитывать два фактора, имеющих противоположное действие: увеличение производительности пропорционально числу к (которое определяет расстояние между источниками), тогда как величина запасного охвата пропорциональна Ν-к. Если приблизиться к пределу при к = N (расстояние между источниками равно зоне разнесения сейсмической косы), производительность удвоится, но запасной охват будет отсутствовать (поэтому не будет улучшения с точки зрения уменьшения количества уплотняющих данных). Однако такая ситуация дает в итого чистое увеличение производительности, поскольку охват удваивается, тогда как заполнение уплотняющими данными составляет обычно от 20 до 40% первоначальной зоны охвата.

Можно также буксировать сейсмоисточники 30, 32 с помощью различных судов (не показаны), а не одного и того же судна 10, которое буксирует сейсмические косы 20, чтобы способствовать поддержанию выбранного поперечного расстояния между источниками 30, 32.

Способы сбора сейсмических данных согласно различным аспектам настоящего изобретения могут обеспечить повышенную эффективность по сравнению с предшествующими способами.

Хотя настоящее изобретение описано с использованием ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты, воспользовавшись раскрытым здесь изобретением, смогут вывести из настоящего описания другие варианты осуществления, не отступающие от объема раскрытого здесь изобретения. Соответственно, объем настоящего изобретения ограничивается только прилагаемой формулой изобретения.

Claims (8)

1. Способ буксирования группы сейсмоприемников для сбора морских сейсмических данных в водоеме, включающий следующие шаги:

буксируют набор пространственно разнесенных в поперечном направлении сейсмических кос позади сейсморазведочного судна в воде, при этом поперечное расстояние между соседними сейсмическими косами представлено величиной Ь;

буксируют по меньшей мере два пространственно разнесенных в поперечном направлении сейсмоисточника позади сейсморазведочного судна, причем поперечное расстояние по меньшей мере между двумя сейсмоисточниками представлено величиной кЬ, где к является константой и не превышает количества сейсмических кос, при этом способ также включает направление сейсмических кос под выбранным углом разнесения между первой группой сейсмических кос, проходящей позади судна, и второй группой сейсмических кос, проходящей позади судна, причем указанные первая и вторая группы включают в себя сейсмические косы, разнесенные в поперечном направлении в противоположные стороны относительно морского профиля судна, при этом указанные сейсмические косы поддерживают параллельными друг другу в пределах каждой группы, причем угол разнесения между группами сейсмических кос и расстояние разнесения в поперечном направлении между указанными источниками выбраны с обеспечением возможности детектирования сигналов от перекрывающихся профилей общей глубинной точки, полученных в поперечном направлении между поперечными положениями сейсмоисточников, при выбранном удалении от судна, и использование сейсмических данных перекрывающихся профилей общей глубинной точки для уменьшения сбора уплотняющих данных.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает отбрасывание одного выбранного профиля из перекрывающихся профилей данных общей глубинной точки, расположенных между поперечными по- 7 025769 ложениями сейсмоисточников.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что к=4.

4. Способ сбора морских сейсмических данных, включающий следующие шаги:

буксируют набор пространственно разнесенных в поперечном направлении сейсмических кос позади сейсморазведочного судна в водоеме, при этом поперечное расстояние между соседними сейсмическими косами представлено величиной Ь;

буксируют по меньшей мере два пространственно разнесенных в поперечном направлении сейсмоисточника позади сейсморазведочного судна в воде, причем поперечное расстояние по меньшей мере между двумя сейсмоисточниками представлено величиной кЬ, где к является константой и не превышает количества сейсмических кос;

активируют в заданные моменты времени первый и второй сейсмоисточники;

регистрируют сейсмические сигналы на каждом из множества пространственно разнесенных в продольном направлении датчиков каждой из сейсмических кос и записывают зарегистрированные сейсмические сигналы, при этом способ также включает направление сейсмических кос под выбранным углом разнесения между первой группой сейсмических кос, проходящей позади судна, и второй группой сейсмических кос, проходящей позади судна, причем указанные первая и вторая группы включают в себя сейсмические косы, разнесенные в поперечном направлении в противоположные стороны относительно морского профиля судна, при этом указанные сейсмические косы поддерживают параллельными друг другу в пределах каждой группы, причем угол разнесения между группами сейсмических кос и расстояние разнесения в поперечном направлении между указанными источниками выбраны с обеспечением возможности детектирования сигналов от перекрывающихся профилей общей глубинной точки, полученных в поперечном направлении между поперечными положениями сейсмоисточников, при выбранном удалении от судна, и использование сейсмических данных перекрывающихся профилей общей глубинной точки для уменьшения сбора уплотняющих данных.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что включает отбрасывание одного выбранного профиля из перекрывающихся профилей данных общей глубинной точки, расположенных между поперечными положениями сейсмоисточников.

6. Способ по п.4, отличающийся тем, что к=4.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбранный угол разнесения составляет 6°.

Фиг. 1

- 8 025769

Уровень техники