NO146924B

NO146924B - PROCEDURE FOR MARINE SEISMIC INVESTIGATIONS

Info

Publication number: NO146924B
Application number: NO772567A
Authority: NO
Inventors: William Harold Ruehle; Kenneth Paul Allen; Maynard Stanley Redeker
Original assignee: Mobil Oil Corp
Priority date: 1976-07-28
Filing date: 1977-07-19
Publication date: 1982-09-20
Also published as: FR2360087A1; GB1583042A; DE2734091A1; AU510036B2; NO146924C; NL7708214A; JPS5319901A; NO821289L; NO772567L; NZ184749A; AU2736077A; DK338777A; BR7704936A

Description

Denne oppfinnelse angår generelt marine seismiske undersøkelser. This invention relates generally to marine seismic surveys.

U.S.-patent 3.689.874 beskriver en metode for fjernelse av den reverberasjons-distorsjon eller -forvrengning som er tilstede i seismiske data. Metoden omfatter en operasjon som adskiller reverberasjons-forvrengningskomponenten i dataene fra den kom-ponent som representerer de karakteristiske egenskaper ved undergrunnsformasjonen. Denne operasjon er betegnet som de-reverberasjon og innebærer frembringelse av en de-reverberasjons-operator i form av et inverst filter. Dette filter anvendes på U.S. Patent 3,689,874 describes a method for removing the reverberation distortion or distortion present in seismic data. The method includes an operation that separates the reverberation-distortion component in the data from the component that represents the characteristic properties of the underground formation. This operation is termed de-reverberation and involves the generation of a de-reverberation operator in the form of an inverse filter. This filter is applied to

de seismiske data for å avstedkomme et signal som utgjør en til-nærmelse til det signal som ville ha fremkommet ved hjelp av en ønsket skudd-puls som påvirkes av refleksjonsegenskapene for undergrunnsformasjonen ved fravær av reverberasjons-forvrengning. the seismic data to produce a signal which is an approximation to the signal which would have appeared by means of a desired shot pulse which is affected by the reflection properties of the subsurface formation in the absence of reverberation distortion.

Selv om de-reverberasjon har vært bruk med hell på mange marine seismogrammer, er metoden ikke effektiv i mange områder. Although de-reverberation has been used successfully on many marine seismograms, the method is not effective in many areas.

Nederlandsk patentsøknad nr. 76.01413 beskriver en teknikk for avfyring av en gruppe eller seksjon av kilder efter en tidssekvens som frembringer- en resulterende akustisk trykkbølge med en tidsdomene-operatorkarakteristikk som er det inverse av den forvrengning som skyldes reverberasjonen. Fordi genereringen av de seismiske pulser, refleksjonen og registreringen av disse skjer i et lineært system, har generering av den seismiske puls som en invers forvrengningsoperator den samme ønskede virkning som den inverse filtreringsteknikk. Den teknikk som er beskrevet i den nederlandske patentsøknad, har den ytterligere fordel at den re-duserer det dynamiske område for registreringssystemet som utelukkende tar hånd om reverberasjoner. Dutch Patent Application No. 76.01413 describes a technique for firing a group or section of sources in a time sequence which produces a resultant acoustic pressure wave with a time domain operator characteristic which is the inverse of the distortion due to the reverberation. Because the generation of the seismic pulses, their reflection and recording takes place in a linear system, generating the seismic pulse as an inverse distortion operator has the same desired effect as the inverse filtering technique. The technique described in the Dutch patent application has the further advantage that it reduces the dynamic range of the recording system which exclusively deals with reverberations.

For å utløse eller avfyre en seksjon av kilder i en tidssekvens som frembringer en invers operator, er det imidlertid nødvendig å bestemme refleksjonsegenskapene for sjøbunnen og vanndybden eller den toveis gangtid for seismisk energi gjennom denne vanndybde . However, to trigger or fire a section of sources in a time sequence that produces an inverse operator, it is necessary to determine the reflection properties of the seabed and water depth or the two-way travel time of seismic energy through that water depth.

Det å fjerne reverberasjonsvirkningen er også gjenstand for den tidligere norske patentsøknad nr. 75.4032. Den tidligere søk-nad beskriver bruk av en tidsdomene-operator for å fjerne filt-reringsvirkningen av vannlaget. Hva som derimot ikke er beskrevet i ovennevnte søknad, er å bestemme den nødvendige inverse karakteristikk av den utsendte seismiske puls,da det tidligere ble antatt at det ville være tilstrekkelig hvis et estimat av reverberasjonskarakteristikkene, dvs. filtervirk-ningen, av undervannslaget ble dannet, slik at en tilnærmet korreksjon ble foretatt. Removing the reverberation effect is also the subject of the previous Norwegian patent application no. 75.4032. The earlier application describes the use of a time domain operator to remove the filtering effect of the water layer. What is not described in the above-mentioned application, however, is determining the necessary inverse characteristic of the transmitted seismic pulse, as it was previously assumed that it would be sufficient if an estimate of the reverberation characteristics, i.e. the filter effect, of the underwater layer was formed, so that an approximate correction was made.

På ovenstående bakgrunn tar oppfinnelsen utgangspunkt i en fremgangsmåte ved marine seismiske undersøkelser omfattende slepning av en kildeseksjon (array) bak et fartøy og avfyring av kildene sekvensmessig i grupper slik at de seismiske pulser fra kildene kombineres med hverandre for å avstedkomme en" akustisk -. trykkbølge med en karakteristikk i tidsdomenet som representerer det inverse av reverberas jonsforvrengningen i vannlaget mellom' ■ bunnen og vannoverflaten. On the basis of the above, the invention is based on a method for marine seismic surveys comprising towing a source section (array) behind a vessel and firing the sources sequentially in groups so that the seismic pulses from the sources are combined with each other to produce an "acoustic" pressure wave with a characteristic in the time domain that represents the inverse of the reverberation ion distortion in the water layer between' ■ the bottom and the water surface.

Det nye og særegne ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen består The new and distinctive feature of the method according to the invention consists

i første rekke i at den avfyringssekvens som er nødvendig for å frembringe den nevnte trykkbølge, blir bestemt ved å generere innledende ikke-formede seismiske pulser fra i det minste én kilde, ved å registrere seismogrammer som representerer de reflekterte pulser, ved å måle refleksjonsevnen av bunnen og vanndybden ut fra de nevnte seismogrammer, og ved å omdanne refleksjonsevne- og dybdemålingene til en tidsdomeneoperator som representerer det inverse av den nevnte reverberasjonsforvrengning. primarily in that the firing sequence necessary to produce said pressure wave is determined by generating initial unshaped seismic pulses from at least one source, by recording seismograms representing the reflected pulses, by measuring the reflectivity of the bottom and the water depth from the said seismograms, and by converting the reflectivity and depth measurements into a time domain operator which represents the inverse of the said reverberation distortion.

Ved hjelp av den her angitte fremgangsmåte blir reverberasjonskarakteristikkene for vannlaget fullt ut kompensert og den detek-terte seismiske puls ved undersøkelsene vil utelukkende angi karakteristikkene for de underliggende undergrunnsformasjoner. Ytterligere og mer spesielle trekk ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fremgår av patentkravene. With the help of the method specified here, the reverberation characteristics of the water layer are fully compensated and the detected seismic pulse during the investigations will exclusively indicate the characteristics of the underlying underground formations. Further and more special features of the method according to the invention appear in the patent claims.

Andre trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse under henvisning til tegningene, hvor: figur 1 viser multippelrefleksjoner fra sjøbunnen, Other features and advantages of the invention will be apparent from the following description with reference to the drawings, where: figure 1 shows multiple reflections from the seabed,

figurene 2 og 3 viser vann-reverberasjoner, figures 2 and 3 show water reverberations,

figurene 4 og 5 viser et marint seismisk undersøkélsessystem, figurene 6-9 viser topunkts og trepunkts tidsdomene-invers-operatorer, Figures 4 and 5 show a marine seismic survey system, Figures 6-9 show two-point and three-point time-domain inverse operators,

figur 10 viser et konvensjonelt fremkommet seismogram Figure 10 shows a conventional seismogram

kombinert med antatte verdier av R og T , combined with assumed values of R and T,

figur 11 viser et eksempel på et system for utførelse figure 11 shows an example of a system for execution

av denne oppfinnelse, of this invention,

figur 12 viser en korrelasjons-funksjon for et figure 12 shows a correlation function for a

utvalgt vindu, selected window,

og and

figur 13 viser omdannelse fra en anslått refleksjons- figure 13 shows conversion from an estimated reflection

evne til virkelig refleksjonsevne. capacity for real reflection.

Den seismiske energi kan genereres ved hjelp av en seksjon eller et arrangement av seismiske kilder som slepes efter et fartøy. The seismic energy can be generated by means of a section or an arrangement of seismic sources that is towed behind a vessel.

De resulterende akustiske trykkbølger reflekteres fra undergrunnsformasjonene og registreres som seismogrammer. Uheldigvis omfatter seismogrammene forvrengning som maskerer de karakteristiske egenskaper ved undergrunnsformasjonene. Ved marine undersøkelser er denne forvrengning ofte meget alvorlig. Den omfatter multippelrefleksjoner fra sjøbunnen som vist på figur 1, og reverberasjoner som vist på figurene 2 og 3. The resulting acoustic pressure waves are reflected from the underground formations and recorded as seismograms. Unfortunately, the seismograms include distortion that masks the characteristic features of the underground formations. In marine surveys, this distortion is often very serious. It includes multiple reflections from the seabed as shown in figure 1, and reverberations as shown in figures 2 and 3.

Når den opprinnelige seismiske skudd-puls forplanter seg mot sjø-bunnen, blir den delvis transmittert og delvis reflektert ved denne grenseflate. Den transmitterte del reflekteres av diskon-tinuiteter under vannet, slik at det fremkommer en primær refleksjon. Den reflekterte del vender tilbake til overflaten hvor den igjen reflekteres mot sjøbunnen. Endel av denne puls vil igjen passere gjennom grenseflaten og en del reflekteres. Denne prosess fortsetter uten ende. Hver gang en puls reflekteres mellom overflaten og sjøbunnen, vil en puls tre gjennom grenseflaten ved bunnen og følge den opprinnelige puls inn i profilet. Disse multippel-pulser blir forsinket med like tidsintervaller i forhold til hverandre og deres amplituder blir suksessivt redusert som følge av refleksjonskoeffisienten ved sjøbunnen. Netto-resultatet av dette er at det fremkommer et seismogram bestående av en enkelt primær refleksjon eller registrering efterfulgt av en rekke multippel-refleksjoner eller reverberasjoner som har samme innbyrdes avstand. When the original seismic shot pulse propagates towards the seabed, it is partly transmitted and partly reflected at this interface. The transmitted part is reflected by discontinuities under the water, so that a primary reflection appears. The reflected part returns to the surface where it is again reflected towards the seabed. Part of this pulse will again pass through the interface and part will be reflected. This process continues without end. Every time a pulse is reflected between the surface and the seabed, a pulse will pass through the interface at the bottom and follow the original pulse into the profile. These multiple pulses are delayed by equal time intervals in relation to each other and their amplitudes are successively reduced as a result of the reflection coefficient at the seabed. The net result of this is that a seismogram appears consisting of a single primary reflection or registration followed by a number of multiple reflections or reverberations that have the same mutual distance.

Som nevnt foran, er det beskrevet en de-reverberasjonsteknikk i U.S.-patent 3.689.8 74. Denne teknikk anvender et invers-filter som anvendes på de seismiske data for å avstedkomme et signal som er tilnærmet lik det signal som ville ha fremkommet ved hjelp av en ønsket skudd-puls som påvirkes av refleksjonsegenskapene i undergrunnsformasjonen ved fravær av reverberasjons-forvrengning. As mentioned above, a de-reverberation technique is described in U.S. Patent 3,689.8 74. This technique uses an inverse filter applied to the seismic data to produce a signal that is approximately equal to the signal that would have been produced using of a desired shot pulse which is affected by the reflection properties of the underground formation in the absence of reverberation distortion.

Selv om de-reverberasjon har vært brukt med hell på mange marine seismogrammer, er teknikken ikke effektiv i alle områder. Spesielt når sjøbunnen er hård, blir reverberasjonene så kraftige at hele det dynamiske område for registreringssystemet kreves bare for å gi en riktig registrering av reverberasjonene. Følgelig er det ønskelig å undertrykke reverberasjonene før registrering. Although de-reverberation has been used successfully on many marine seismograms, the technique is not effective in all areas. Especially when the seabed is hard, the reverberations become so powerful that the entire dynamic range of the recording system is required just to provide a correct recording of the reverberations. Consequently, it is desirable to suppress the reverberations before recording.

Figurene 4 og 5 viser et marint seismisk undersøkelsessystem. Figures 4 and 5 show a marine seismic survey system.

Et fartøy 11 gjennomløper en seismisk undersøkelseslinje ved undersøkelse av en undergrunnsformasjon 12 under et vannlag 13. A vessel 11 traverses a seismic survey line when surveying an underground formation 12 under a water layer 13.

En lineær, horisontal rekke eller seksjon av seismiske kilder A linear, horizontal array or section of seismic sources

14, 15, 16 osv. slepes bak fartøyet ved hjelp av en kabel 17. Overflateflottører bidrar til å holde samme innbyrdes avstand mellom kildene. 14, 15, 16 etc. are towed behind the vessel by means of a cable 17. Surface floaters help to keep the same mutual distance between the sources.

En hydrofon-bærer 18 blir også slept bak fartøyet. En overflate-bøye 19 bidrar til å holde det riktige innbyrdes forhold mellom hydrofon-bæreren og kildeseksjonen. A hydrophone carrier 18 is also towed behind the vessel. A surface buoy 19 helps to maintain the correct mutual relationship between the hydrophone carrier and the source section.

En seismisk trase som fremkommer under seismisk undersøkelse ved hjelp av dette system, kan matematisk beskrives som følger: A seismic trace that emerges during a seismic survey using this system can be mathematically described as follows:

hvor where

S(t) = seismisk trase, S(t) = seismic trace,

B(t) = skudd-puls, B(t) = shot pulse,

H(t) = reverberasjons-forvrengning, H(t) = reverberation distortion,

R(t) = refleksjonsfunksjon, og R(t) = reflection function, and

N(t) = støy. N(t) = noise.

Ligning (1) angir at den seismiske trase fremkommer av skudd-pulsen konvolvert med reverberasjons-forvrengningen konvolvert med refleksjonsfunksjonen, pluss koherent og tilfeldig støy. /konvolusjon er angitt ved en (/)/. Konvolusjon er filtrerings-prosessen. Følgelig er den seismiske trase resultatet av skudd-pulsen efter filtrering med refleksjonsfunksjonen for jord- eller grunnformasjonen og med reverberasjons-forvrengningen. Equation (1) indicates that the seismic trace results from the shot pulse convolved with the reverberation distortion convolved with the reflection function, plus coherent and random noise. /convolution is indicated by a (/)/. Convolution is the filtering process. Consequently, the seismic trace is the result of the shot pulse after filtering with the reflection function of the soil or foundation formation and with the reverberation distortion.

Fundamentalt sett er reverberasjons-forvrengningen en funksjon Fundamentally, the reverberation distortion is a function

både av størrelsene og fortegnene av refleksjonskoeffisientene R ved sjøbunnen og ved vannoverflaten. Reverberasjonene av skudd-pulsen forsinkes med like tidsintervaller i forhold til hverandre og deres amplituder blir suksessivt redusert som følge av disse refleksjonskoeffisienter. Refleksjonskoeffisienten ved sjøbunnen kan være enten positiv (+) eller negativ (-) i fortegn avhengig av arten av sjøbunnen, mens refleksjonskoeffisienten ved vannoverflaten alltid er negativ (-) og antas å være lik 1 (-1). Videre blir hver multippel-puls redusert i amplitude i forhold til den foregående puls, svarende til størrelsen av sjøbunnens refleksjonsevne eller -koeffisient R. Følgelig kan en de-reverberas jons-operator beskrives ved følgende topunkts operator i(t): i(t) = 5(t) + R *(t+T ) (2) both of the magnitudes and signs of the reflection coefficients R at the seabed and at the water surface. The reverberations of the shot pulse are delayed at equal time intervals relative to each other and their amplitudes are successively reduced as a result of these reflection coefficients. The reflection coefficient at the seabed can be either positive (+) or negative (-) in sign depending on the nature of the seabed, while the reflection coefficient at the water surface is always negative (-) and assumed to be equal to 1 (-1). Furthermore, each multiple pulse is reduced in amplitude in relation to the previous pulse, corresponding to the size of the seabed's reflectivity or coefficient R. Consequently, a de-reverberas ion operator can be described by the following two-point operator i(t): i(t) = 5(t) + R *(t+T ) (2)

W W

Denne operator, som består av en første impuls av størrelse lik This operator, which consists of a first impulse of magnitude equal to

en enhet ved t = 0 og en annen impuls av størrelse R ved t = T w, kan illustreres i to former. Den første er vist på figur 6 for en positiv bunnrefleksjons-koeffisient +R. Den annen er vist på figur 7 for en negativ bunnrefleksjons-koeffisient -R. a unit at t = 0 and another impulse of magnitude R at t = T w, can be illustrated in two forms. The first is shown in Figure 6 for a positive bottom reflection coefficient +R. The other is shown in Figure 7 for a negative bottom reflection coefficient -R.

Under forhold hvor sjøbunnen er forholdsvis flat, er den nedad-gående reverberasjons-forvrengning ved skudd-punktet og den oppad-gående reverberasjons-forvrengning ved detektoren tilnærmet den samme. For en flat sjøbunn kan følgelig en total de-reverberasjons-operator I(t) representeres ved konvolusjonen av topunkts operatoren ved skudd-punktet ig(t) med topunkts operatoren i^(t) ved detektoren. Under conditions where the seabed is relatively flat, the downward-going reverberation distortion at the shot point and the upward-going reverberation distortion at the detector are approximately the same. For a flat seabed, a total de-reverberation operator I(t) can therefore be represented by the convolution of the two-point operator at the shot point ig(t) with the two-point operator i^(t) at the detector.

I tilfelle av en positiv bunnrefleksjonskoeffisient +R, kan de-reverberasjons-operatoren illustreres som på figur 8, mens for en negativ bunnrefleksjons-koeffisient -R, kan de-reverbe— "rasjons-operatoren illustreres' som på figur 9. Det vil derfor sees at den totale de-reverberasjons-operator I(t) for en flat bunn er en trepunkts operator bestående av tre impulser, nemlig den første med størrelse lik en enhet ved t = 0, en annen med størrelse 2R ved t = T , og en tredje av størrelse R 2ved t = 2T . In the case of a positive bottom reflection coefficient +R, the de-reverberation operator can be illustrated as in figure 8, while for a negative bottom reflection coefficient -R, the de-reverberation operator can be illustrated as in figure 9. It will therefore it is seen that the total de-reverberation operator I(t) for a flat bottom is a three-point operator consisting of three impulses, namely the first with magnitude equal to unity at t = 0, another with magnitude 2R at t = T , and a third of size R 2at t = 2T .

w w

Ved å avfyre kildene i forskjellige grupper med forskjellige av-fyringstider for hver gruppe, har den resulterende akustiske trykkbølge slike tidsdomene karakteristikker som er vist på figurene 8 og 9. For eksempel blir operatoren på figur 8 generert ved avfyring av en første gruppe pulser i tidspunktet t = 0. Amplituden av den puls som genereres av denne gruppe blir vilkårlig betegnet som lik 1. En annen gruppe pulser avfyres i tidspunktet T . Amplituden av den puls som frembringes av den annen gruppe står i forhold til den fra den fyrste gruppe med en faktor 2R, hvor R er refleksjonskoeffisienten for sjøbunnen. By firing the sources in different groups with different firing times for each group, the resulting acoustic pressure wave has such time-domain characteristics as shown in Figures 8 and 9. For example, the operator of Figure 8 is generated by firing a first group of pulses in time t = 0. The amplitude of the pulse generated by this group is arbitrarily designated as equal to 1. Another group of pulses is fired at time T . The amplitude of the pulse produced by the second group is in relation to that from the first group by a factor 2R, where R is the reflection coefficient for the seabed.

En tredje gruppe pulser avfyres i tidspunktet 2T^. Amplituden A third group of pulses is fired at time 2T^. The amplitude

av den puls som frembringes av den tredje gruppe, står i forhold til amplituden av den første puls med en faktor R2. Det kan vises at avfyring av kildene i en slik sekvens som ovenfor angitt, avstedkommer undertrykning av reverberasjoner. of the pulse produced by the third group is proportional to the amplitude of the first pulse by a factor R2. It can be shown that firing the sources in such a sequence as stated above results in suppression of reverberations.

For å avfyre kildeseksjonen i en slik sekvens er det nødvendig To fire the source section in such a sequence it is necessary

å bestemme refleksjons-koeffisienten R og den toveis gangtid TW for akustisk energi gjennom vanndybden. I henhold til denne oppfinnelse blir R og T tilveiebragt ut fra et konvensjonelt seismogram fremkommet ved avfyring av alle kildene 14-16 samtidig. Kildene blir avfyrt samtidig for å bestemme R og T og derefter blir kildene avfyrt i grupper, hvilket tilveiebringer en trepunkts invers forvrenings-operator. Den seismiske energi i denne inverse operator frembringer seismogrammer som er i det vesentlige frie for reverberasjoner. to determine the reflection coefficient R and the two-way travel time TW for acoustic energy through the water depth. According to this invention, R and T are provided from a conventional seismogram obtained by firing all the sources 14-16 simultaneously. The sources are fired simultaneously to determine R and T and then the sources are fired in groups, providing a three-point inverse distortion operator. The seismic energy in this inverse operator produces seismograms that are essentially free of reverberations.

Som et eksempel på den måte R og T bestemmes på ut fra et konvensjonelt seismogram skal det henvises til figur 10. Denne figur viser et konvensjonelt seismogram som er blitt kombinert eller sammenstilt i henhold til følgende: As an example of the way R and T are determined based on a conventional seismogram, reference should be made to figure 10. This figure shows a conventional seismogram which has been combined or assembled according to the following:

for forskjellige antatte verdier av R og T . De seismiske snitt eller profiler under linjene 21 ... 22 representerer refleksjoner for different assumed values of R and T . The seismic sections or profiles below the lines 21 ... 22 represent reflections

•detektert av geofoner 18 som funksjon av tiden (ordinat) efter skuddet.De seismiske profiler under linjene 23-25 representerer det samme seismiske profil sammenstilt med en antatt refleksjons-koeffisient R =0,1 og for forskjellige antatte verdier av T - • detected by geophones 18 as a function of the time (ordinate) after the shot. The seismic profiles under lines 23-25 represent the same seismic profile combined with an assumed reflection coefficient R = 0.1 and for different assumed values of T -

Det seismiske profil under linjen 24 er summen av det konvensjonelt frembragte profil pluss det konvensjonelt frembragte profil veiet med en faktor på 2 (0,1) forsinket med 96 msek., pluss den konvensjonelt frembragte trase veiet med en faktor på (0,1)<2 >forsinket med 192 msek. Profilet under linjen 25 er summen av- den konvensjonelt frembragte trase veiet med den samme faktor, men forsinket med 98 msek. og to ganger 98 msek. Det siste profil i dette sett under linjen 26 er summen av den konvensjonelt frembragte trase veiet på samme måte, men forsinket med 120 msek. og The seismic profile below line 24 is the sum of the conventionally generated profile plus the conventionally generated profile weighted by a factor of 2 (0.1) delayed by 96 msec., plus the conventionally generated trace weighted by a factor of (0.1) <2 >delayed by 192 msec. The profile below line 25 is the sum of the conventionally generated trace weighted by the same factor, but delayed by 98 msec. and twice 98 msec. The last profile in this set below line 26 is the sum of the conventionally produced trace weighted in the same way, but delayed by 120 msec. and

to ganger 120 msek. twice 120 msec.

Profilene under linjene 27-29 blir kombinert eller sammenstilt The profiles under lines 27-29 are combined or collated

med profiler med samme tidsforsinkelser 94, 96 ... 120 msek., with profiles with the same time delays 94, 96 ... 120 msec.,

men med en antatt refleksjons-koeffisient R = 0,2. Profilene under linjene 30, 31 og 32 er sammenstilte profiler med en antatt refleksjons-koeffisient på R =0,5 og med de samme tidsforsinkelser. Verdiene av R og T wkan bestemmes ut fra en slik analyse ved å velge de verdier av R og T som avstedkommer den minste energi i et profil. Visuell analyse av figur 10 viser at profilet 33 har den minste energi. Dette indikerer at en korrekt verdi av R er 0,5, og den korrekte verdi av T w er 114 msek. but with an assumed reflection coefficient R = 0.2. The profiles under lines 30, 31 and 32 are compiled profiles with an assumed reflection coefficient of R = 0.5 and with the same time delays. The values of R and T can be determined from such an analysis by choosing the values of R and T that produce the smallest energy in a profile. Visual analysis of Figure 10 shows that profile 33 has the least energy. This indicates that a correct value of R is 0.5, and the correct value of T w is 114 msec.

Verdiene av R og T kan automatisk bestemmes på denne måte, men det kreves et meget stort antall regnemaskin-operasjoner, og vanligvis er det ikke praktisk å utføre en slik analyse ombord i fartøyet. Imidlertid kan en forenklet prosess for bestemmelse av R og T ombord i fartøyet anvendes. Figur 10 viser at den korrekte verdi av T kan bestemmes for hvilken som helst antatt verdi av R. Det vil si, profilet 34 har den minste energi i sitt sett og dette indikerer en verdi av T på 114 msek. selv om en ukorrekt verdi av R = 0,2 ble brukt ved sammenstillingen. På lignende måte har profilet 35 den minste energi i sitt sett og dette indikerer en korrekt verdi av T på 114 msek. selv om en ukorrekt verdi av R = 0,1 ble brukt ved sammenstillingen. Dette fenomen utnyttes ved å anta en verdi av refleksjons-koeffisienten ved bestemmelse av T . Så kan refleksjons-koeffisienten bestemmes ut fra en kjent verdi av T . The values of R and T can be automatically determined in this way, but a very large number of calculator operations are required, and it is usually not practical to carry out such an analysis on board the vessel. However, a simplified process for determining R and T on board the vessel can be used. Figure 10 shows that the correct value of T can be determined for any assumed value of R. That is, profile 34 has the smallest energy in its set and this indicates a value of T of 114 msec. although an incorrect value of R = 0.2 was used in the compilation. Similarly, profile 35 has the smallest energy in its set and this indicates a correct value of T of 114 msec. although an incorrect value of R = 0.1 was used in the assembly. This phenomenon is exploited by assuming a value of the reflection coefficient when determining T . Then the reflection coefficient can be determined from a known value of T .

Figur 11 viser et system for bestemmelse av R og T ombord i far-tøyet. Et seismogram fra et konvensjonelt utført skudd blir registrert på et magnetbånd 40 i henhold til vanlig standard eller praksis. Et parti eller vindu i dette seismogram blir spilt tilbake som angitt ved 41. Dette vindu blir auto-korrelert ved hjelp av en auto-korrelator 42. Figure 11 shows a system for determining R and T on board the vessel. A seismogram from a conventionally executed shot is recorded on a magnetic tape 40 according to common standard or practice. A portion or window of this seismogram is played back as indicated at 41. This window is auto-correlated using an auto-correlator 42.

Auto-korrelasjonsfunksjonen er vist på figur 12. Som velkjent, krever auto-korrelasjon punkt for punkt multiplikasjon av samplingene i vinduet med seg selv for å avstedkomme et sett auto-korrelas jons-koef f isienter som så blir summert for å frembringe ett punkt i auto-korrelasjons-funksjonen på figur 12. Så blir vinduet tidsforskjøvet, samplingene blir igjen multiplisert med hverandre og summert for å danne et annet punkt på auto-korrelas jons-funksjonen. Prosessen blir gjentatt for forskjellige tidsforskyvninger. The auto-correlation function is shown in Figure 12. As is well known, auto-correlation requires point-by-point multiplication of the samples in the window by itself to produce a set of auto-correlation coefficients which are then summed to produce one point in the auto-correlation function in Figure 12. Then the window is time-shifted, the samples are again multiplied with each other and summed to form another point on the auto-correlation function. The process is repeated for different time shifts.

Med null tidsforskyvning blir eksempelvis samplingene i vinduet multiplisert med seg selv for å avstedkomme auto-korrelasjons-koef f isientene for null forsinkelse eller efterslep. Disse blir summert for å frembringe verdien SQ på kurven på figur 12. Så blir samplingene i vinduet forskjøvet med et tidssamplingstrinn, multiplisert med hverandre for å frembringe koeffisientene ved en tidssamplingsforsinkelse. Disse summeres for å danne et annet punkt på korrelasjons-funksjonen, som vist på figur 12. Vanligvis blir vinduet forskjøvet i forhold til seg selv med et antall tidssampiinger betegnet n. With zero time shift, for example, the samples in the window are multiplied by themselves to produce the auto-correlation coefficients for zero delay or lag. These are summed to produce the value SQ on the curve of Figure 12. Then the samples in the window are shifted by a time sampling step, multiplied with each other to produce the coefficients at a time sampling delay. These are summed to form another point on the correlation function, as shown in Figure 12. Usually the window is shifted relative to itself by a number of time samples denoted n.

Auto-korrelasjons-koeffisientene SQfor null forsinkelse eller efterslep (lag) blir kombinert med auto-korrelasjons-koeffisientene for et efterslep på n og for et efterslep på 2n for forskjellige The auto-correlation coefficients SQ for zero delay or lag (lag) are combined with the auto-correlation coefficients for a lag of n and for a lag of 2n for different

r r

verdier av n. Endingen i verdien av n er angitt ved 43 på figur 11. Kombinasjonen finner sted i multiplikasjonskretser 44. Null-efterslepsverdien SQ blir multiplisert med 2,0625. Verdien av values of n. The ending in the value of n is indicated at 43 in Figure 11. The combination takes place in multiplication circuits 44. The zero lag value SQ is multiplied by 2.0625. The value of

.kbrrelasjons-funksjonen ved et.s-.ef terslep på n multipliseres med The correlation function at a lag of n is multiplied by

2,5.og verdien ved et eftersiépKpå 2n multipliseres med 0,5. Dis- 2.5.and the value at a subsequent K of 2n is multiplied by 0.5. Haze-

se produkter blir summert ved 45. Den minste effekt, dvs. den minste sum, i de kombinerte auto-korrelasjons-funksjoner blir utvalgt ved 46. Den minste effektsum angir den korrekte n, hvilket er betegnet M. see products are summed at 45. The smallest power, i.e. the smallest sum, in the combined auto-correlation functions is selected at 46. The smallest power sum indicates the correct n, which is denoted M.

Da M foreligger i samplingstider, kan dette direkte omdannes til Tw fordi tiden pr. sampling er kjent. For eksempel har profilene på figur 10 et samplingsintervall på 2 msek. Antas det at en minste effekt i de kombinerte auto-korrelasjons-koeffisienter blir detektert når n = 57, så er utgangen ved 47 en verdi av T på 114 msek. Since M exists in sampling times, this can be directly converted to Tw because the time per sampling is known. For example, the profiles in Figure 10 have a sampling interval of 2 msec. Assuming that a minimum effect in the combined auto-correlation coefficients is detected when n = 57, then the output at 47 is a value of T of 114 msec.

Bestemmelsen av refleksjonsevne er en forbedring av den teknikk som er beskrevet i Pflueger: "SPECTRA OF WATER REVERBERATIONS FOR The determination of reflectivity is an improvement of the technique described in Pflueger: "SPECTRA OF WATER REVERBERATIONS FOR

PRIMARY AND MULTIPLE REFLECTIONS", GEOPHYSICS, Vol. 37, Nr. 5 PRIMARY AND MULTIPLE REFLECTIONS", GEOPHYSICS, Vol. 37, No. 5

(oktober 1972), sidene 788-796. Ved denne kjente teknikk blir refleksjonsevnen satt i relasjon til forholdet mellom amplituden av sidelobene av auto-korrelasjons-funksjonen som opptrer ved multipla av T . Denne prosedyre gir et godt estimat for refleksjonsevnen når auto-korrelasjonsvinduet er forholdsvis langt. Imidlertid medfører bruk av et langt auto-korrelasjonsvindu (October 1972), pages 788-796. In this known technique, the reflectivity is set in relation to the ratio between the amplitude of the side lobes of the auto-correlation function which occurs at multiples of T . This procedure gives a good estimate for the reflectivity when the auto-correlation window is relatively long. However, using a long auto-correlation window entails

andre problemer, spesielt innføring av støy. Det er av denne grunn at det vindu som velges ved 41, er et forholdsvis kort multiplum av T . other problems, especially the introduction of noise. It is for this reason that the window selected at 41 is a relatively short multiple of T .

w w

Bestemmelsen av refleksjonsevne som illustrert på figur 11, be-nytter Pfluegers teknikk for å bestemme et første estimat 11. The determination of reflectivity as illustrated in Figure 11 uses Pflueger's technique to determine a first estimate 11.

En divisjonskrets 48 danner forholdet: A division circuit 48 forms the ratio:

hvor S,w er den bestemte verdi av korrelasjonsfunksjonen ved where S,w is the specific value of the correlation function at

IM IM

T og S„„ er verdien av auto-korrelasjons-funksjonen ved 2 T . T and S„„ are the value of the auto-correlation function at 2 T .

w 2M w Auto-korrelasjonsfunksjonen interpoleres for å få en finere samplingshyppighet. For eksempel kan auto-korrelasjons-koeffisientene dannes med 4 msek. intervaller og det er ønskelig å omdanne dette til en samplingshyppighet eller -takt på 1 msek."'- For å utføre dette gjøres den antagelse at auto-korrelasjons-funksjonen har for-men sin x/x. Anvendelse av denne interpolasjonsteknikk bevarer amplitudespektret for dataene og innfører ingen nye frekvenser. w 2M w The auto-correlation function is interpolated to obtain a finer sampling rate. For example, the auto-correlation coefficients can be formed with 4 msec. intervals and it is desirable to convert this into a sampling rate or rate of 1 msec."'- To perform this, the assumption is made that the auto-correlation function has the form x/x. Application of this interpolation technique preserves the amplitude spectrum for the data and does not introduce any new frequencies.

Det kan vises at estimatet R star i relasjon til den virkelige re-fleks jonskoef f isient R slik som vist på figur 13. Her er F lengden av korrelasjonsvinduet regnet som det antall T wsom omfattes av vinduet. Hvis det f.eks. antas at auto-korrelasjonsvinduet strek-ker seg fra 3T til 7T og R er bestemt til å være 0,4 ved hjelp av Pfluegers teknikk, så er F = 4 og figur 13 viser at R er tilnærmet lik 0,425. Ved praktisk utførelse av metoden blir det ikke henvist til et diagram som på figur 13.- Derimot blir koeffisienter lagret i en hukommelse og påtrykkes på estimatet R for å omdanne dette til den virkelige verdi av R. Koeffisientene er A^, A^ og A^ i som påtrykkes på R som indikert ved 49. It can be shown that the estimate R stands in relation to the real reflection coefficient R as shown in figure 13. Here F is the length of the correlation window calculated as the number T ws covered by the window. If it e.g. assuming that the auto-correlation window extends from 3T to 7T and R is determined to be 0.4 using Pflueger's technique, then F = 4 and Figure 13 shows that R is approximately equal to 0.425. In the practical execution of the method, reference is not made to a diagram as in figure 13. - Instead, coefficients are stored in a memory and printed on the estimate R to convert this into the real value of R. The coefficients are A^, A^ and A ^ i which is impressed on R as indicated at 49.

Koeffisientene er en minste kvadraters tilpasning (least square fits) til en overflate beskrevet ved plotting av den virkelige verdi av R som funksjon av N og det første estimat av R. Mer spesielt blir koeffisientene bestemt slik som angitt ved 50. Verdien av F for denne prosedyre finnes ved å dividere lengden The coefficients are least square fits to a surface described by plotting the true value of R as a function of N and the first estimate of R. More specifically, the coefficients are determined as indicated by 50. The value of F for this procedure is found by dividing the length

av vinduet med T som angitt ved 51. of the window with T as indicated at 51.

Lengden av auto-korrelasjonsvinduet som velges ved 41, er en funksjon av den toveis gangtid som bestemt ved hjelp av et ekkolodd 52. Auto-korrelasjons-efterslepet M bestemmes ved to ganger å dividere ekkolodd-avlesningen med lydhastigheten i vann som antas å være 1.450 m pr. sek. Dette forhold blir bestemt ved 52A. Lengden av auto-korrelasjonsvinduet er et multiplum av auto-korrelasjons-efterslepet M. Vanligvis vil et vindu som strek-ker seg fra 5M til 15M for hver trase, være passende. The length of the auto-correlation window selected at 41 is a function of the two-way travel time as determined by sonar 52. The auto-correlation lag M is determined by dividing twice the sonar reading by the speed of sound in water assumed to be 1.450 m per Sec. This relationship is determined by 52A. The length of the auto-correlation window is a multiple of the auto-correlation lag M. Typically, a window ranging from 5M to 15M for each trace will be appropriate.

En bedre forståelse av disse operasjoner kan bli oppnådd ut fra den følgende beskrivelse av den underliggende teori: A better understanding of these operations can be obtained from the following description of the underlying theory:

En seismisk trase med en påtrykt reverberasjons-operator kan representeres ved: A seismic trace with an imposed reverberation operator can be represented by:

'hvor er sampling nr. i av seismogrammet og S^_n er en sampling med tidsforskyvning n. where is sampling no. i of the seismogram and S^_n is a sampling with time shift n.

I henhold til denne oppfinnelse antas hvilken som helst rimelig verdi av R. For eksempel kan R antas å være lik 0,5. Da blir ligning (6) som følger: In accordance with this invention, any reasonable value of R is assumed. For example, R may be assumed equal to 0.5. Equation (6) then becomes as follows:

Ifølge teorien om det minste kvadrat blir den korrekte verdi av R og n oppnådd når summen av kvadratene av de foregående har et minimum. Det vil si at den korrekte n opptrer når følgende uttrykk har et minimum: According to the theory of the least square, the correct value of R and n is obtained when the sum of the squares of the previous ones has a minimum. That is, the correct n occurs when the following expression has a minimum:

Å utføre den foregående beregning krever et meget stort aiYtall regnemaskin-operasjoner. Bestemmelse av den korrekte n på denne måte ville kreve omkring 200.000 operasjoner. Bestemmelse av ti forskjellige verdier av n ville kreve omkring 2.000.000 operasjoner. Carrying out the preceding calculation requires a very large number of calculator operations. Determining the correct n in this way would require about 200,000 operations. Determining ten different values of n would require about 2,000,000 operations.

I henhold til et aspekt ved denne oppfinnelse gjøres visse for- According to one aspect of this invention, certain pre-

enklende antagelser. Hvis lengden av vinduet er stor sammen- simplifying assumptions. If the length of the window is large together

lignet med tidsforskyvningen n, vil samplingene i to vinduer som er forskjøvet i forhold til hverandre med n, være de samme. equal to the time shift n, the samples in two windows shifted relative to each other by n will be the same.

Derfor kan følgende antas: Therefore, the following can be assumed:

Ved anvendelse av disse antagelser fremkommer følgende av ligning (7): When applying these assumptions, the following results from equation (7):

Brukes en antatt verdi av R = 0,5 blir dette: If an assumed value of R = 0.5 is used, this becomes:

Det er på denne måte at de forenklende multiplikasjonskretser It is in this way that they simplify multiplication circuits

brukt ved 44 er oppnådd. used at 44 is achieved.

Ved utførelse av fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelse er det nød-vendig å finne korrelasjonsfunksjonen bare en gang. Som tidligere nevnt kunne dette kreve omkring 200.000 operasjoner. For å utføre dette for ti forskjellige verdier av n, er det nødvendig å gjenta multiplikasjonen av SM og S2M med 2,5 og 0,5 bare ni ganger i tillegg. Dette medfører ytterligere atten operasjoner slik at det blir i alt 200.018 operasjoner. Dette er tilnærmet en tiendedel av det antall operasjoner som kreves uten de forenklende antagelser. When carrying out the method according to this invention, it is necessary to find the correlation function only once. As previously mentioned, this could require around 200,000 operations. To perform this for ten different values of n, it is necessary to repeat the multiplication of SM and S2M by 2.5 and 0.5 only nine additional times. This entails a further eighteen operations so that there will be a total of 200,018 operations. This is approximately one tenth of the number of operations required without the simplifying assumptions.

Efter bestemmelse av R^ og R avfyres kildene i grupper slik at After determining R^ and R, the sources are fired in groups so that

den ønskede trepunkts operator fremkommer. Kildene avfyres i tre grupper betegnet a, b og c. Gruppen a avfyres i tidspunktet t = 0. Gruppe b avfyres i tidspunktet t = T , og gruppe c avfyres ved the desired three-point operator appears. The sources are fired in three groups designated a, b and c. Group a is fired at time t = 0. Group b is fired at time t = T , and group c is fired at

t = 2T . De viste utløsnings- eller avfyringskretser 53 for utførelse av dette kan være av samme type som vist i US-patent 3.687.218. t = 2T . The shown triggering or firing circuits 53 for performing this can be of the same type as shown in US patent 3,687,218.

Antall kilder i hver gruppe bestemmes av verdien av R. Hvis a, The number of sources in each group is determined by the value of R. If a,

b og c angir antall kilder i hver gruppe, står disse antall i relasjon til den bestemte refleksjons-koeffisient som følger: b and c indicate the number of sources in each group, these numbers are in relation to the specific reflection coefficient as follows:

a + b + c = totalt antall kilder a + b + c = total number of sources

En typisk seksjon som har vært bruk i praksis, omfatter førti kilder som er betegnet med tallene "1" til "40". I dette eksempel brukes det fire kilder som reserve og kildene avfyres i følgende grupper: A typical section that has been used in practice comprises forty sources which are designated by the numbers "1" to "40". In this example, four sources are used as reserve and the sources are fired in the following groups:

Hvis R = 0,3 (a,b,c) = (20,28,39) If R = 0.3 (a,b,c) = (20,28,39)

a = 40,39,37,36,33,32,30,29,27,23,22,19,18,13,12,10,9,7,4,3,1 a = 40,39,37,36,33,32,30,29,27,23,22,19,18,13,12,10,9,7,4,3,1

b = 38,34,31,28,24,21,20,16,14,11,8,5,2 b = 38,34,31,28,24,21,20,16,14,11,8,5,2

c = 25,17 c = 25.17

Hvis R = 0,4 (a,b,c) = (23,26,38) If R = 0.4 (a,b,c) = (23,26,38)

a = 40,38,36,33,31,29,27,23,22,19,18,13,11,9,7,4,3,1 a = 40,38,36,33,31,29,27,23,22,19,18,13,11,9,7,4,3,1

b = 39,37,34,32,30,28,24,20,16,14,12,10,8,5,2 b = 39,37,34,32,30,28,24,20,16,14,12,10,8,5,2

c = 25,21,17 c = 25,21,17

Hvis R = 0,5 (a,b,c) = (25,25,37) If R = 0.5 (a,b,c) = (25,25,37)

a = 40,38,36,33,31,29,25,22,18,14,12,10,8,5,3,1 a = 40,38,36,33,31,29,25,22,18,14,12,10,8,5,3,1

b = 39,37,34,32,30,27,23,21,19,17,13,11,9,7,4,2 b = 39,37,34,32,30,27,23,21,19,17,13,11,9,7,4,2

c = 28,24,20,16 c = 28,24,20,16

Hvis R = 0,6 (a,b,c) = (27,24,26) If R = 0.6 (a,b,c) = (27,24,26)

a = 39,37,34,32,28,24,23,19,12,11,9,7,4,2 a = 39,37,34,32,28,24,23,19,12,11,9,7,4,2

b = 40,38,36,33,31,30,27,22,20,18,16,14,10,8,5,3,1 b = 40,38,36,33,31,30,27,22,20,18,16,14,10,8,5,3,1

c = 29,25,21,17,13 c = 29,25,21,17,13

Hvis R = 0,7 (a,b,c) = (29,23,35) If R = 0.7 (a,b,c) = (29,23,35)

a = 39,37,34,30,27,22,18,14,11,8,4,2 a = 39,37,34,30,27,22,18,14,11,8,4,2

b = 40,38,36,33^,31,29,25,23,21,19,17,13,10,9,7,5,3,1 b = 40,38,36,33^,31,29,25,23,21,19,17,13,10,9,7,5,3,1

c = 32,28,24,20,16,12 c = 32,28,24,20,16,12

Hvis R = 0,8 (a,b,c) = (30,23,34) If R = 0.8 (a,b,c) = (30,23,34)

a = 39,37,32,31,28,23,19,16,11,7,3 a = 39,37,32,31,28,23,19,16,11,7,3

b = 40,38,36,34,30,27,24,22,20,18,14,12,10,8,5,4,2,1 b = 40,38,36,34,30,27,24,22,20,18,14,12,10,8,5,4,2,1

c = 33,29.25,21,17,13,9 c = 33,29.25,21,17,13,9

Avfyringsprosedyren er som følger: Når fartøyet foretar et gjennomløp, blir kildene vekselvis avfyrt konvensjonelt med alle kilder utløst samtidig, henholdsvis i tre grupper for å frembringe den trepunkts operator. Traser fra de siste fem hydrofoner i hydrofonbæreren eller -rekken, som fremkommer ved et konvensjonelt skudd, brukes til å bestemme T . Denne verdi av T brukes som The firing procedure is as follows: When the vessel makes a pass, the sources are alternately fired conventionally with all sources fired simultaneously, respectively in three groups to produce the three-point operator. Trajectories from the last five hydrophones in the hydrophone carrier or array, which emerge from a conventional shot, are used to determine T . This value of T is used as

w w forsinkelsestid for det påfølgende skudd for frembringelse av trepunkts operatoren. For hvert skudd for trepunkts operatoren brukes verdien av T w bestemt ved det umiddelbart forutgående! konvensjonelle skudd. w w delay time for the subsequent shot for generating the three-point operator. For each shot for the three-point operator, the value of T w determined by the immediately preceding! conventional shots.

Verdien av refleksjons-koeffisienten R blir også bestemt ut fra trasene fra de siste fem hydrofoner i bæreren. Fordi R endres langsomt mens fartøyet beveger seg, blir R ikke på nytt beregnet for hvert skudd. Derimot brukes en optimal verdi av R som opptrer over lengden av kabelen under overflaten, for å styre antallet av kilder i hver gruppe for de skudd som skal gi trepunkts operatoren. The value of the reflection coefficient R is also determined from the traces from the last five hydrophones in the carrier. Because R changes slowly as the vessel moves, R is not recalculated for each shot. Instead, an optimal value of R that occurs over the length of the cable below the surface is used to control the number of sources in each group for the shots that will provide the three-point operator.

Som tidligere nevnt, kan direktiviteten av kildeseksjonen eller -arrangementet også reguleres i avhengighet av målinger av fall. Ved denne teknikk blir kildeseksjonen fortrinnsvis styrt slik at energi fra kildene reflekteres fra den fallende formasjon tilnærmet vertikalt og slik at den treffer hydrofonarrangementet i rett vinkel. As previously mentioned, the directivity of the source section or arrangement can also be regulated depending on measurements of dip. With this technique, the source section is preferably controlled so that energy from the sources is reflected from the falling formation approximately vertically and so that it hits the hydrophone arrangement at a right angle.

Først blir det foretatt en konvensjonell undersøkelse for å iden-tifisere den undergrunnsformasjon som er av interesse. Ut fra seismiske refleksjonssignaler som fremkommer ved denne undersøkelse, kan formasjonens fall bestemmes. Det blir så gjort en undersøkelse for å frembringe seismogrammer som har fremhevede refleksjoner fra vedkommende formasjon. Under denne del av undersøkelsen er avfyringen av hver kilde i seksjonen forsinket slik at den resulterende seismiske bølge er direktiv. Det vil si at den seismiske bølge ikke forplanter seg vertikalt mot den fallende formasjon, First, a conventional survey is carried out to identify the subsoil formation that is of interest. Based on seismic reflection signals that emerge from this survey, the formation's dip can be determined. An investigation is then carried out to produce seismograms that have highlighted reflections from the relevant formation. During this part of the survey, the firing of each source in the section is delayed so that the resulting seismic wave is directive. That is, the seismic wave does not propagate vertically towards the falling formation,

men derimot med en vinkel i forhold til vertikalen. Denne vinkel but on the other hand with an angle in relation to the vertical. This angle

er slik at når den seismiske energi treffer den fallende formasjon, blir den reflektert i vertikal retning. Denne retningsvirkning kan eventuelt oppnås ved endring av lengden av kabelen mellom hver overflatebøye og tilhørende kilde. Ved å slepe suksessive kilder i forskjellige dybder vil kildeseksjonen frembringe en seismisk bølge som forplanter seg med den ønskede vinkel. is such that when the seismic energy hits the falling formation, it is reflected in a vertical direction. This directional effect can possibly be achieved by changing the length of the cable between each surface buoy and the associated source. By towing successive sources at different depths, the source section will produce a seismic wave that propagates at the desired angle.

Konvensjonelle analoge kretser eller digitale kretser kan brukes til å realisere denne oppfinnelse. Det foretrekkes imidlertid å anvende en liten universal siffer-regnemaskin som plasseres ombord i fartøyet. Et eksempel på en slik regnemaskin som har vært brukt med hell, er en regnemaskin av typen Texas Instruments 980A. Conventional analog circuits or digital circuits can be used to realize this invention. However, it is preferred to use a small universal number calculator that is placed on board the vessel. An example of such a calculator that has been used successfully is a Texas Instruments 980A type calculator.

Selv om spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen er vist og beskrevet under henvisning til marine seismiske undersøkelser, Although particular embodiments of the invention have been shown and described with reference to marine seismic surveys,

er det klart at modifikasjoner er mulige, inkludert anvendelse for seismiske undersøkelser på landejorden. it is clear that modifications are possible, including application for seismic surveys on land.

Claims

1. Procedure for marine seismic surveys, including towing a source section (array) behind a vessel and firing the sources sequentially in groups so that the seismic pulses from the sources are combined with each other to produce an acoustic pressure wave with a characteristic in the time domain that represents the inverse of the reverberas ionf distortion in the water layer between the bottom and the water surface, characterized in that the firing sequence necessary to produce said pressure wave is determined by generating initial unshaped seismic pulses from at least one source, by recording seismograms that represent the reflected pulses, by measuring the reflectivity of the bottom and the water depth based on the said seismograms, and by converting the reflectivity and depth measurements into a time domain operator that represents the inverse of the aforementioned reverberation distortion.

2. Method according to claim 1, characterized in that the firing of the source section in groups includes the firing of a first, a second and a third group, respectively, so that the forward flank of the pressure waves from these reinforce each other so that a first, second and third are generated respectively acoustic impulses in the water.

3. Method according to claim 2, characterized in that the energy produced by the second group is put in relation to the energy produced by the first group of sources, with a factor of twice the measured reflectivity of the seabed, and that the energy which is produced by the third group, is put in relation to the energy produced by the first group of sources, with the square of the measured reflectivity.

4. Method according to claim 2 or 3, characterized by delaying the firing of the second group of sources after the firing of the first group of sources, with a time interval T ws which is in relation to the measured water depth, and delaying the firing of the third group of sources. in relation to the firing of the first group, with a time interval 2T . w

5. Method according to claim 1, characterized in that the reflectivity of the seabed and the water depth are measured by generating the auto-correlation coefficients at zero lag, for a window in the seismogram, generating the auto-correlation functions for this window with a lag of n time samples, generating the auto-correlation functions for the window with a lag of 2n time samples, repeating the above for different values of n, combining the auto-correlation coefficients generated for each value of n, and selecting the value of n that gives the minimum in the combined auto-correlation functions, as representative of the water depth.

6. Method according to claim 5, characterized by generating the values Sq, and of the auto-correlation function for the window at the sampling times 0 and 2n, respectively, and by combining the auto-correlation functions by summing the values of the auto-correlation function the ion according to the following: 2.0625 SQ + 2.5 S± + 0.5 S^

7. Method according to claim 5 or 6, characterized by conversion of the number of time samples n to Tw, which is the two-way travel time for acoustic energy through the water depth.

8. Method according to one of claims 5-7, characterized in that the water depth is measured with a sonar and the window in the seismogram is selected with a length equal to twice the sonar reading divided by the speed of the seismic energy in the water.