NO20101668A1

NO20101668A1 - Sinusoidal collection of marine seismic data

Info

Publication number: NO20101668A1
Application number: NO20101668A
Authority: NO
Inventors: Malcolm David Macneill; Joe Frank Mcnutt
Original assignee: Woodside Energy Ltd
Priority date: 2008-05-29
Filing date: 2010-11-29
Publication date: 2011-02-25
Also published as: BRPI0913185A2; WO2009143579A1; AU2009253746B2; AU2009253746A1

Abstract

Det beskrives en fremgangsmåte for å samle inn marine selsmikkdata ved å bnjke en akustikkilde for å generere et akustisk signal, hvor en del av signalet reflekteres som et seismisk signal ved en eller flere underjordiske formasjonsgrensefiater. Fremgangsmåten omfatter å seile et overflatefartøy langs en seiiingsrute som ligger over et kartleggingsområde mens fartøyet sleper en hydrofonkabel, hvor seilingsruten har en sinusformet konfigurasjon definert ved en amplitude og en bølgelengde. Hydrofonkabelen innbefatter flere hydrofoner for å motta den reflekterte del av det akustiske signal. Fremgangsmåten kjennetegnes ved at hydrofonkabelen følger den sinusformede konfigurasjon til seilingsruten mens seismikkdata samles inn, hvor hydrofonkabelen haren lengde som i det minste er lik distansen, målt langs den sinusformede seilingsrute, som overflatefartøyet tilbakelegger når det seiler langs én hel bølgelengde av konfigurasjonen.A method of collecting marine cell mix data is described by using an acoustic source to generate an acoustic signal, where a portion of the signal is reflected as a seismic signal at one or more underground formation boundary facets. The method comprises sailing a surface vessel along a sailing route overlying a mapping area while the vessel is towing a hydrophone cable, the sailing route having a sinusoidal configuration defined by an amplitude and a wavelength. The hydrophone cable includes several hydrophones to receive the reflected portion of the acoustic signal. The method is characterized in that the hydrophone cable follows the sinusoidal configuration of the sailing route while seismic data is collected, the hydrophone cable having a length at least equal to the distance measured along the sinusoidal sailing route that the surface vessel travels as it sails along one full wavelength of the configuration.

Description

SINUSFORMET INNSAMLING AV MARINE SEISMIKKDATA SINUS SHAPED COLLECTION OF MARINE SEISMIC DATA

Oppfinnelsens område Field of the invention

Den foreliggende oppfinnelse vedrører området fremgangsmåter og beslektede prosesser som angår innsamling av marine seismikkdata. Den foreliggende oppfinnelse vedrører også en fremgangsmåte og et system for å foreta en kartlegging av en geologisk struktur innenfor et kartleggingsområde. Fremgangsmåten og systemet egner seg spesielt, men ikke utelukkende, til å foreta kartlegging av en geologisk struktur som er egnet til å inneholde hydrokarboner. The present invention relates to the area of methods and related processes relating to the collection of marine seismic data. The present invention also relates to a method and a system for mapping a geological structure within a mapping area. The method and system are particularly, but not exclusively, suitable for mapping a geological structure suitable for containing hydrocarbons.

Oppfinnelsens bakgrunn The background of the invention

Kartlegging av geologiske strukturer utføres vanligvis ved å bruke seismiske datainnsamlingsmetoder eller elektromagnetiske innsamlingsmetoder. Marine seismikkundersøkelser undersøker og kartlegger strukturen og egenskaper ved underjordiske, geologiske formasjoner som ligger under et vannlegeme. Ved å bruke vanlige innsamlingsteknikker, benyttes et havgående fartøy til å slepe én eller flere akustikkilder og én eller flere hydrofonkabler gjennom sjøen langs forutbestemte seilingsruter. En egnet akustikkilde skapes ved at en luftboble kollapser, og kjente akustikkilder omfatter typisk trykkluftkanoner for generering av akustisk energi i vannet som kalles "skudd". Grunnlaget for marine, seismiske datainnsamlingsmetoder er nøyaktig timing av kunstig frembrakte pulser av akustisk bølgeenergi som forplanter seg gjennom sjøen, og som reflekteres fra grenseflatene mellom underjordiske formasjoner. Disse reflekterte pulser, som refereres til som "seismisk energi" eller "seismiske signaler" (på grunn av interaksjonen av den akustiske energi med den geologiske formasjon), detekteres ved å bruke signalomformere som kalles hydrofoner, og som omformer den seismiske energi til elektromagnetiske signaler. Hver hydrofonkabel som slepes etter fartøyet bærer typisk mangfoldige hydrofoner, og dataene som samles inn av hver hydrofon registreres og behandles for å tilveiebringe informasjon om de underliggende, underjordiske geologiske strukturer. Ved å bruke konvensjonelle innsamlingsteknikker, foretas sleping av hydrofonkablene ved en forutbestemt hastighet og langs forutbestemte parallelle og rette seilingsruter for å hjelpe til med innsamlingen og behandlingen av dataene som samles inn ved hjelp av hydrofonene. Mapping of geological structures is usually carried out using seismic data acquisition methods or electromagnetic acquisition methods. Marine seismic surveys examine and map the structure and properties of underground, geological formations that lie beneath a body of water. Using common collection techniques, an ocean-going vessel is used to tow one or more acoustic sources and one or more hydrophone cables through the sea along predetermined sailing routes. A suitable acoustic source is created by an air bubble collapsing, and known acoustic sources typically include compressed air cannons for generating acoustic energy in the water called "shots". The basis of marine seismic data collection methods is the precise timing of artificially generated pulses of acoustic wave energy that propagate through the sea and are reflected from the interfaces between subsurface formations. These reflected pulses, referred to as "seismic energy" or "seismic signals" (due to the interaction of the acoustic energy with the geological formation), are detected using signal transducers called hydrophones, which convert the seismic energy into electromagnetic signals . Each hydrophone cable towed by the vessel typically carries multiple hydrophones, and the data collected by each hydrophone is recorded and processed to provide information about the underlying subsurface geological structures. Using conventional acquisition techniques, the hydrophone cables are towed at a predetermined speed and along predetermined parallel and straight sailing routes to aid in the collection and processing of the data collected by the hydrophones.

En del av den akustiske energi som skytes fra en akustikkilde, vandrer nedover gjennom et vannlegeme og mot en underjordisk, geologisk formasjon. Deretter reflekteres en del av energien oppover som et responssignal fra den underjordiske, geologiske formasjon. Dette responssignal samles opp av en hydrofon. Amplituden og tiden det tar før responssignalet mottas av hydrofonen, indikerer til en viss grad dybden av den underjordiske, geologiske formasjon. På det tidspunkt dataene samles opp av hydrofonene, fins det ingen eksisterende kunnskap vedrørende areal-utstrekningen av den underjordiske formasjon (som definert gjennom formasjonens x-og y-koordinater), eller av dybden z av de underjordiske grenseflater som den seismiske energi reflekteres fra. Matematiske operasjoner basert på den akustiske bølgelikning ovenfor brukes til å "migrere" eller flytte signalene som samles opp av hydrofonene, til deres x-, y- og dybdekoordinater ved de underjordiske refleksjons-punkter. Alle disse "migreringsalgoritmer" krever stabil og gjennomført romlig prøvetaking av det målte bølgefelt for på nøyaktig vis å kunne rekonstruere den korrekte posisjon, dybde og, meget viktig, amplitude og fase for signalet som kan bli brukt senere i oppstrøms løpet for forutsigelse av hydrokarboner. Part of the acoustic energy that is fired from an acoustic source travels downwards through a body of water and towards an underground, geological formation. A portion of the energy is then reflected upwards as a response signal from the underground geological formation. This response signal is collected by a hydrophone. The amplitude and the time it takes for the response signal to be received by the hydrophone indicate to some extent the depth of the underground geological formation. At the time the data is collected by the hydrophones, there is no existing knowledge of the areal extent of the underground formation (as defined through the formation's x- and y-coordinates), or of the depth z of the underground interfaces from which the seismic energy is reflected. Mathematical operations based on the acoustic wave equation above are used to "migrate" or move the signals collected by the hydrophones to their x, y and depth coordinates at the subsurface reflection points. All these "migration algorithms" require stable and complete spatial sampling of the measured wavefield in order to accurately reconstruct the correct position, depth and, very importantly, amplitude and phase of the signal that can be used later in the upstream run for hydrocarbon prediction.

Bruken av én hydrofonkabel som slepes langs en rett seilingsrute av gangen samler opp et begrenset sett av hva som refereres til som "2-D in-line seismiske data", som er en nyttig og forholdsvis billig måte å utføre en marin seismisk kartlegging på. Når en enkelt hydrofonkabel slepes langs en enkelt seilingsrute, samles ikke tverrlinjedata inn og datasettet har en asimut på i alt vesentlig 0±10 grader som er industriens aksepterte begrensning for spredning ("feather") som tolereres når 2-D in-line data samles inn ved bruk av kjent teknikks fremgangsmåter. Disse signaler som mottas av hydrofonene kan sammenliknes i det som kalles en "samling" ("gather") ved å samle kildehydrofonparene som deler på et felles midtpunkt ("common mid-point" - "CMP"). Antallet kilde-/hydrofonpar som til sammen utgjør en samling kalles deretter samlingens "fold" ("fold"). The use of one hydrophone cable towed along a straight sailing route at a time collects a limited set of what is referred to as "2-D in-line seismic data", which is a useful and relatively inexpensive way to perform a marine seismic survey. When a single hydrophone cable is towed along a single sailing route, cross-line data is not collected and the data set has an azimuth of essentially 0±10 degrees which is the industry accepted limitation of feathering tolerated when 2-D in-line data is collected in using methods known in the art. These signals received by the hydrophones can be compared in what is called a "gather" by gathering the source hydrophone pairs that share a common mid-point ("CMP"). The number of source/hydrophone pairs that together make up a collection is then called the collection's "fold" ("fold").

Et "3-D seismikkdatasett" genereres når mangfoldige hydrofonkabler slepes i parallell langs en enkelt seilingsrute. Det er ikke uvanlig for hydrofonkabler å ha en avstand fra hverandre på opptil 100 meter og å være 6000 meter lange. Antallet hydrofonkabler og størrelsen av arealet som kartlegges bestemmer i stor grad kostnaden for en seismisk kartlegging. Størrelsen på fartøyet som kreves for å slepe disse lange hydrofonkabler over kolossale havområder bidrar også vesentlig til kartleggingens kostnad. På grunn av totalantallet silingsruter som kreves for å dekke inn et aktuelt areal, er det vanligvis billigere og derfor mer ønskelig å benytte kjent teknikks 3-D innsamlingsmetoder enn kjent teknikks 2-D innsamlingsmetoder beskrevet ovenfor. Som et eksempel, hvis man antar at arealet som skal kartlegges er 50 km bredt og 20 km tversover, og at det brukes 3-D hydrofonkabelsammensetning ifølge figur 8, kan hele kartleggingsområdet gjennomreises ved bruk av 80 seilingsruter med en avstand mellom dem på 250 meter. For å samle opp den samme datatetthet ved bruk av en ekvivalent 2-D seismikkinnsamlingsinnretning ville det kreves at 400 seilingsruter skulle tilbakelegges, noe som gir en tverrlinje celledimensjon ("bin dimension") på 50 meter. A "3-D seismic data set" is generated when multiple hydrophone cables are towed in parallel along a single sailing route. It is not unusual for hydrophone cables to be spaced up to 100 meters apart and to be 6,000 meters long. The number of hydrophone cables and the size of the area being surveyed largely determine the cost of a seismic survey. The size of the vessel required to tow these long hydrophone cables over colossal areas of sea also contributes significantly to the cost of the survey. Due to the total number of screening routes required to cover a given area, it is usually cheaper and therefore more desirable to use prior art 3-D acquisition methods than prior art 2-D acquisition methods described above. As an example, if one assumes that the area to be surveyed is 50 km wide and 20 km across, and that the 3-D hydrophone cable arrangement according to Figure 8 is used, the entire survey area can be traversed using 80 sailing routes with a distance between them of 250 meters . To collect the same data density using an equivalent 2-D seismic acquisition device would require 400 sail routes to be covered, giving a cross-line cell dimension ("bin dimension") of 50 meters.

Ved bruk av både 2D eller 3D kartlegging kjøres mangfoldige parallelle tilstøtende seilingsruter slik at det gjennomkjørte havoverflatearealet dekker det aktuelle underjordiske areal. Ved bruk av kjent teknikks fremgangsmåter, avhenger kvaliteten av de innsamlede seismiske data til en viss grad av dyktigheten til slepefartøyets operatør for å gjennomkjørenøyaktig de forutbestemte parallelle tilstøtende rette seilingsruter og deres evne til å sikre at hver hydrofonkabels orientering bibeholdes parallelt med og på linje med de rette seilingsruter. Når det er mange hydrofonkabler, som det benyttes for 3D seismikkinnsamling, er ikke oppgaven bare vanskelig, men den er også kritisk for kvaliteten av den innsamlede informasjon. Det er ikke uvanlig å gi opp en seilingsrute halvveis fordi hydrofon ka biene ikke kan holdes parallelle med seilingsruten på grunn av tap eller mangel av styring eller sterke strømmer og ugunstige værforhold og følgelig kan store utgifter påløpe på grunn av forsinkelser eller behov for å gjøre om igjen hele eller del av en forutbestemt seilingsrute. When using both 2D or 3D mapping, multiple parallel adjacent sailing routes are run so that the sea surface area covered covers the subterranean area in question. Using prior art methods, the quality of the collected seismic data depends to some extent on the skill of the tow vessel operator to accurately traverse the predetermined parallel adjacent straight sailing routes and their ability to ensure that the orientation of each hydrophone cable is maintained parallel to and in line with the straight sailing routes. When there are many hydrophone cables, which are used for 3D seismic acquisition, the task is not only difficult, but it is also critical for the quality of the collected information. It is not unusual to give up a sailing route halfway through because the hydrophone cables cannot be kept parallel to the sailing route due to loss or lack of steering or strong currents and adverse weather conditions and consequently great expense may be incurred due to delays or the need to change again all or part of a predetermined sailing route.

Det er blitt foreslått fremgangsmåter i hvilke marine seismikkdata samles inn hvor fartøyet som sleper hydrofonkablene følger en sirkelformet seilingsrute. For eksempel fremlegger US patent 4.486.863 (French) en fremgangsmåte hvor et hydrofonkabel-slepefartøy beveger seg langs sirkelformede baner hvor hydrofonkabelen følger denne sirkelformede bane. Hver av sirklene er forskjøvet langs en fremrykkingslinje. Slepe-fartøyet fullfører en hel sirkel og forlater deretter den fullførte sirkel tangentielt for å bevege seg fra én sirkel til den neste. Det er imidlertid begrenset hvilken krumming som kan pålegges en hydrofonkabel, noe som resulterer i et stort sporavstandsforhold ("track distance ratio"), dvs. at forholdet mellom fartøyets virkelige utseilte distanse sammenliknet med den nominelle seilingsrutes distanse er stort. Det er også svært vanskelig å legge inn utfyllingsgjennomløp ved bruk av denne type av innsamling. Dette er en svære ineffektiv måte å samle inn 3D seismikkdata på, og tilleggstiden som det tar å samle inn dataene gjør at innsamlingskostnadene øker. Methods have been proposed in which marine seismic data is collected where the vessel towing the hydrophone cables follows a circular sailing route. For example, US patent 4,486,863 (French) presents a method where a hydrophone cable towing vessel moves along circular paths where the hydrophone cable follows this circular path. Each of the circles is offset along an advance line. The towing vessel completes a full circle and then leaves the completed circle tangentially to move from one circle to the next. However, the curvature that can be imposed on a hydrophone cable is limited, which results in a large track distance ratio ("track distance ratio"), i.e. the ratio between the vessel's actual sailed distance compared to the nominal sailing route distance is large. It is also very difficult to enter a completion flow when using this type of collection. This is a very inefficient way of collecting 3D seismic data, and the additional time it takes to collect the data increases the collection costs.

US patent 4.965.773 fremlegger en fremgangsmåte for innsamling og kartlegging av seismikkdata for et marint område som inneholder en stasjonær kropp som omfatter trinnene å definere en spiralformet vei ved å bruke et punkt på kroppen som spiralens utgangspunkt, og å slepe en sender/mottaker hydrofonkabel langs spiralveien for å samle inn seismikkdata. Fremgangsmåten anvises for bruk ved datainnsamling rundt objekter, slik som små øyer og saltfingre i undergrunnen av liknende punktliknende strukturer. I den foretrukne utførelse er den radielle avstand mellom spiralens runder konstant som gitt ved en Arkimedesspiral. Dette er også en svært ineffektiv måte å samle inn 3D seismikkdata på, og tilleggstiden som det tar å samle inn dataene gjør at innsamlingskostnadene øker. US Patent 4,965,773 discloses a method of collecting and mapping seismic data for a marine area containing a stationary body comprising the steps of defining a helical path using a point on the body as the origin of the helix, and towing a transmitter/receiver hydrophone cable along the spiral path to collect seismic data. The procedure is indicated for use when collecting data around objects, such as small islands and salt fingers in the subsoil of similar point-like structures. In the preferred embodiment, the radial distance between the turns of the spiral is constant as given by an Archimedean spiral. This is also a very inefficient way to collect 3D seismic data, and the additional time it takes to collect the data increases acquisition costs.

US patent publikasjon nummer 2008/0285381 (Moldoveanu et al) beskriver sleping av et seismikkoppsett ("seismic spread") som innbefatter en enkelt kilde og flere hydrofonkabler hvor alle hydrofonkablene styres aktivt for å holde hver av hydrofonkablene i en generelt buet fremadskridende bane. Radien på den generelt buede fremadskridende bane beskrives å være rundt 5500-7000m, noe som resulterer i en buet bane som har en omkrets på rundt 34000-44000m. Gitt en gjennomsnittlig hydrofonkabellengde på rundt 6000m, kan det med en gang ses at lengden av hver hydrofonkabel bare dekker en liten buelengde av den sirkelformede bane som gjennom kjøres. Denne innsamlingsfremgangsmåte vil bare ha et lite iboende avvik fra et tradisjonelt, rettlinjet 3D innsamlingssystem med den ytterligere omkostning å aktivt styre flere hydrofonkabler for å unngå sammenfiltring av hydrofonkablene under innsamlingen. US patent publication number 2008/0285381 (Moldoveanu et al) describes towing a seismic setup ("seismic spread") that includes a single source and several hydrophone cables where all the hydrophone cables are actively controlled to keep each of the hydrophone cables in a generally curved forward path. The radius of the generally curved forward path is described to be around 5500-7000m, resulting in a curved path having a circumference of around 34000-44000m. Given an average hydrophone cable length of around 6000m, it can be immediately seen that the length of each hydrophone cable only covers a small arc length of the circular path that is driven through. This acquisition method will only have a small inherent deviation from a traditional, rectilinear 3D acquisition system with the added cost of actively managing multiple hydrophone cables to avoid entanglement of the hydrophone cables during acquisition.

Det er også foreslått fremgangsmåter i hvilke marine seismikkdata samles inn hvor hydrofonkabelslepefartøyet følger en rettlinjet seilingsrute og hvor kildefartøyet kjører en ikke-rettlinjet bane. Som eksempel kan nevnes US patent 3.806.863 (Tillley et al) som fremlegger et system som innbefatter et hydrofon ka belfartøy som kjører en rettlinjet seilingsrute og med ett eller flere kildefartøyer eller "skytefartøyer" som kjører en sikksakk-kurs. Skytebåten begir seg langs avfyringsbanen fra en posisjon nær basiskursen for registreringsfartøyet til sin sideveis ekstrem posisjon, eller vice versa. Seismikkilden til én av skytebåtene skytes med et gjentakende tidsintervall mens den skytebåten kjører en flankesikksak-kurslinje som innbefatter en avfyringsbane eller -segment, som er skrå i forhold til registreringsbåtens basiskurs. Denne fremgangsmåte har et iboende behov for bruk av mer enn ett fartøy, noe som kan resultere i unødvendige utgifter med begrensede, løpende fordeler. Viktigere er det at styringen av skytefartøyets sikksakk-kurs er svært vanskelig å oppnå i praksis, hvilket gjør denne fremgangsmåte uoverkommelig kostbar. Methods have also been proposed in which marine seismic data is collected where the hydrophone cable towing vessel follows a rectilinear sailing route and where the source vessel travels a non-rectilinear course. As an example, US patent 3,806,863 (Tilley et al) can be mentioned which presents a system which includes a hydrophone cable vessel traveling a straight sailing route and with one or more source vessels or "shooting vessels" traveling a zigzag course. The firing boat moves along the launch path from a position close to the base course of the recording vessel to its lateral extreme position, or vice versa. The seismic source of one of the firing boats is fired at a repeating time interval while that firing boat runs a flank zigzag course line that includes a firing path or segment, which is oblique to the recording boat's base course. This method has an inherent need for the use of more than one vessel, which can result in unnecessary expenses with limited ongoing benefits. More importantly, the control of the launch vehicle's zigzag course is very difficult to achieve in practice, which makes this method prohibitively expensive.

US patent 3.921.124 (Payton) beskriver en fremgangsmåte for å utlede et 3D seismikkdatasett med et seismikkfartøy som trekker en enkelt hydrofonkabel som kjører en rettlinjet seilingsrute. På samme tid styres én eller flere fjernstyrbare mobile seismikkilder aktivt langs en periodisk bane som underletter bestemmelse av felles dybdepunktdata langs flere ruter som er parallelle med kartleggingsruten, for derved å frembringe 3D seismikkinformasjon. Kildenes posisjoner kontrolleres systematisk ved bruk av en "styrt paravane". En seismikkilde er et stort stykke utstyr som krever en betydelig kraftmengde for avvik. Så vidt de foreliggende oppfinnere vet har en slik styrbar paravane aldri virkelig blitt konstruert og anvendt til dags dato. US patent 3,921,124 (Payton) describes a method of deriving a 3D seismic data set with a seismic vessel towing a single hydrophone cable traveling a straight line sailing route. At the same time, one or more remote controllable mobile seismic sources are actively controlled along a periodic path that facilitates the determination of common depth point data along several routes that are parallel to the mapping route, thereby producing 3D seismic information. The positions of the sources are checked systematically using a "controlled paravane". A seismic source is a large piece of equipment that requires a significant amount of force for deviation. To the knowledge of the present inventors, such a steerable paravane has never really been constructed and used to date.

Det fortsetter å være et behov innen teknikken for en alternativ fremgangsmåte for innsamling av marine seismikkdata og et beslektet system som frembringer et forholdsvis billig, multi-asimut seismikkdatasett. There continues to be a need in the art for an alternative method of acquiring marine seismic data and a related system that produces a relatively inexpensive, multi-azimuth seismic data set.

Sammendrag av oppfinnelsen Summary of the invention

I henhold til et første aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for å samle inn marine seismikkdata ved å bruke en akustikkilde for å generere et akustisk signal, hvor en del av signalet reflekteres som et seismisk signal ved én eller flere underjordiske formasjonsgrenseflater, hvor fremgangsmåten omfatter: a) å seile et overflatefartøy langs en seilingsrute som ligger over et kartleggingsområde mens fartøyet sleper en seismikkhydrofonkabel, hvor seilingsruten har en sinusformet konfigurasjon definert ved en amplitude og en bølgelengde, og hvor hydrofonkabelen innbefatter flere hydrofoner for å motta den reflekterte del av det akustiske signal,karakterisert vedat hydrofonkabelen følger den sinusformede konfigurasjon til seilingsruten mens seismikkdataene samles inn, hvor hydrofonkabelen har en lengde som i det minste er lik distansen, målt langs den sinusformede seilingsrute, som overflatefartøyet tilbakelegger når det seiler langs én hel bølge-lengde av konfigurasjonen. According to a first aspect of the present invention, there is provided a method of collecting marine seismic data using an acoustic source to generate an acoustic signal, wherein a portion of the signal is reflected as a seismic signal at one or more subsurface formation boundaries, wherein the method comprising: a) sailing a surface vessel along a sailing route that lies over a survey area while the vessel is towing a seismic hydrophone cable, where the sailing route has a sinusoidal configuration defined by an amplitude and a wavelength, and where the hydrophone cable includes multiple hydrophones to receive the reflected portion of the acoustic signal, characterized in that the hydrophone cable follows the sinusoidal configuration of the sailing route while the seismic data is collected, the hydrophone cable having a length at least equal to the distance, measured along the sinusoidal sailing route, that the surface vessel travels when sailing along one full wavelength of the configuration.

I én form av det første aspekt av den foreliggende oppfinnelse, omfatter fremgangsmåten for å samle inn marine seismikkdata følgende trinn: In one form of the first aspect of the present invention, the method of collecting marine seismic data comprises the following steps:

b) å dele opp et kartleggingsområde ved å bruke et rutenett for å danne flere celler ("bins"); c) å samle inn de seismiske signaler ved å bruke de flere celler; d) å gjenta trinn a) for å befolke hver celle med seismikkdata, hvor et b) dividing a mapping area using a grid to form multiple cells ("bins"); c) collecting the seismic signals using the multiple cells; d) repeating step a) to populate each cell with seismic data, where a

offsetspekter som er assosiert med hver hendelse, varierer mellom tilstøtende offset spectrum associated with each event varies between adjacent ones

tverrlinje- og langslinjeceller. transverse and longitudinal cells.

I henhold til et andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for å foreta en seismisk kartlegging over en geologisk struktur innenfor et kartleggingsområde, hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn; According to a second aspect of the present invention, a method is provided for carrying out a seismic survey of a geological structure within a survey area, where the method comprises the following steps;

a) å sende et akustisk kildesignal fra en kilde; b) å måle et responssignal ved hver av de flere hydrofoner som er oppstilt i en hydrofonkabel i kartleggingsområdet, hvor responssignalet indikerer en interaksjon mellom kildesignalet og den geologiske struktur; c) å loggføre orienteringen og posisjonen av kilden i forhold til de flere hydrofoner; og d) å samle inn flere responssignaler for et spekter av kilde-/nydrofonpar for å tilveiebringe et kartleggingsdatasett,karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter å a) transmitting an acoustic source signal from a source; b) measuring a response signal at each of the plurality of hydrophones arranged in a hydrophone cable in the mapping area, the response signal indicating an interaction between the source signal and the geological structure; c) logging the orientation and position of the source relative to the multiple hydrophones; and d) collecting multiple response signals for a range of source/nidrophone pairs to provide a mapping data set, characterized in that the method comprises

anordne de flere hydrofoner i en sinusformet konfigurasjon som har en amplitude og en bølgelengde i forhold til en nominell, rettlinjet seilingsrute, hvorved kartleggingsdatasettet innbefatter et variabelt offsetspekter både i langslinje- og tverrlinjeretningen. arranging the several hydrophones in a sinusoidal configuration having an amplitude and a wavelength relative to a nominal, rectilinear sailing route, whereby the mapping data set includes a variable offset spectrum in both the longitudinal and transverse directions.

I én form, ved å bruke fremgangsmåten ifølge det andre aspekt av den foreliggende oppfinnelse, har hydrofonkabelen en lengde som i det minste er lik distansen, målt langs den sinusformede seilingsrute, som overflatefartøyet tilbakelegger når det seiler langs én hel bølgelengde av konfigurasjonen. Om ønskelig kan hydrofonkabellengden være lengre enn dette. I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, genereres kilden fra overflatefartøyet, slik at både kilden og de flere hydrofoner følger en sinusformet seilingsrute. In one form, using the method of the second aspect of the present invention, the hydrophone cable has a length at least equal to the distance, measured along the sinusoidal sailing path, that the surface vessel travels when sailing along one full wavelength of the configuration. If desired, the hydrophone cable length can be longer than this. In one form of the first and second aspects of the present invention, the source is generated from the surface vessel, so that both the source and the several hydrophones follow a sinusoidal sailing route.

I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, er hydrofonkabelen én av flere hydrofonkabler som av et overflatefartøy slepes langs en sinusformet seilingsrute , hvor hver hydrofonkabel er atskilt fra hver nabohydrofonkabel med en avstand i området 100 til 400m. I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, er amplituden innenfor ett av de følgende områder: 200 til 1600 meter; 800 til 1600 meter; eller 400 til 1200 meter. I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, er én eller begge av bølge-lengden og amplituden uniform i løpet av hvert gjennomløp over kartleggingsområdet. In one form of the first and second aspects of the present invention, the hydrophone cable is one of several hydrophone cables which are towed by a surface vessel along a sinusoidal sailing route, where each hydrophone cable is separated from each neighboring hydrophone cable by a distance in the range of 100 to 400m. In one form of the first and second aspects of the present invention, the amplitude is within one of the following ranges: 200 to 1600 meters; 800 to 1600 meters; or 400 to 1200 meters. In one form of the first and second aspects of the present invention, one or both of the wavelength and the amplitude are uniform during each pass over the mapping area.

I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, fullfører overflatefartøyet et første eller et foregående gjennomløp over kartleggingsområdet, hvor trinnene a) til d) gjentas når overflatefartøyet fullfører at andre eller et etter-følgende gjennomløp over kartleggingsområdet. I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, forskyves et andre eller et etterfølgende gjennomløp i forhold til et første eller et foregående gjennomløp langs kartleggingsområdets lengde, og med en distanse som er lik amplituden til den sinusformede konfigurasjon av det første eller det foregående gjennomløp. Som et alternativ eller tillegg, forskyves et andre eller et etterfølgende gjennomløp i forhold til et første eller et foregående gjennomløp over kartleggingsområdets bredde, og med én firedel av bølgelengden til den sinusformede konfigurasjon. In one form of the first and second aspects of the present invention, the surface vessel completes a first or a previous pass over the mapping area, where steps a) to d) are repeated when the surface vessel completes a second or a subsequent pass over the mapping area. In one form of the first and second aspects of the present invention, a second or a subsequent pass is offset relative to a first or a preceding pass along the length of the mapping area, and by a distance equal to the amplitude of the sinusoidal configuration of the first or the previous pass. Alternatively or additionally, a second or subsequent pass is shifted relative to a first or preceding pass over the width of the mapping area, and by one quarter of the wavelength of the sinusoidal configuration.

I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, samles et andre eller et etterfølgende gjennomløp over kartleggingsområdet inn mens senterlinjen til den sinusformede konfigurasjon av det andre eller det etterfølgende gjennomløp er anordnet ved en vinkel i forhold til senterlinjen til det første eller et foregående gjennomløp over kartleggingsområdet. Vinkelen kan variere, men for å lette prosesseringen velges fortrinnsvis vinkelen fra gruppen som består av: 30, 45, 60 eller 90 grader. In one form of the first and second aspects of the present invention, a second or subsequent pass over the mapping area is collected while the centerline of the sinusoidal configuration of the second or subsequent pass is arranged at an angle to the centerline of the first or a previous pass over the mapping area. The angle may vary, but to facilitate processing, the angle is preferably selected from the group consisting of: 30, 45, 60 or 90 degrees.

I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, utføres minst tre gjennomløp over kartleggingsområdet mens senterlinjen til hvert av de minst tre gjennomløp er anordnet ved 60 grader i forhold til senterlinjen til et annet av de minst tre gjennomløp. I en annen form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, utføres minst to gjennomløp over kartleggingsområdet mens senterlinjen til hvert av de minst to gjennomløp er anordnet ved 90 grader i forhold til senterlinjen til et annet av de minst to gjennomløp. In one form of the first and second aspects of the present invention, at least three passes are performed over the mapping area while the center line of each of the at least three passes is arranged at 60 degrees in relation to the center line of another of the at least three passes. In another form of the first and second aspects of the present invention, at least two passes are performed over the mapping area while the center line of each of the at least two passes is arranged at 90 degrees in relation to the center line of another of the at least two passes.

I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, er kilden én av flere kilder, hvor én av de flere kilder sender et signal fra et overflatefartøy som seiler langs en nominell, rettlinjet seilingsrute, mens en annen av de flere kilder sender et signal fra et overflatefartøy som seiler langs en sinusformet seilingsrute. In one form of the first and second aspects of the present invention, the source is one of a plurality of sources, where one of the plurality of sources transmits a signal from a surface vessel sailing along a nominal, rectilinear sailing route, while another of the plurality of sources transmits a signal from a surface vessel sailing along a sinusoidal course.

I én form av det første eller andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, er kildefartøyet ett av et første kildefartøy og et andre kildefartøy, hvor det andre kildefartøy følger en cosinus av banen som det første kildefartøy følger, slik at den sinusformede seilingsrute til det andre kildefartøy er en halv bølgelengde ute av fase i forhold til den sinusformede konfigurasjon til det første kildefartøy. I denne form kan et andre eller et etterfølgende gjennomløp forskyves i forhold til et første eller et foregående gjennomløp langs kartleggingsområdets lengde, og med en avstand som er lik to ganger amplituden til den sinusformede seilingsrute som det første eller det andre kildefartøy følger i løpet av det første gjennomløp eller et foregående gjennomløp. In one form of the first or second aspect of the present invention, the source vessel is one of a first source vessel and a second source vessel, where the second source vessel follows a cosine of the path followed by the first source vessel, so that the sinusoidal sailing route of the second source vessel is half a wavelength out of phase with respect to the sinusoidal configuration of the first source vessel. In this form, a second or a subsequent pass can be offset relative to a first or a previous pass along the length of the mapping area, and by a distance equal to twice the amplitude of the sinusoidal sailing route that the first or second source vessel follows during the first pass or a previous pass.

I én form av det første og andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse, kan et andre eller et etterfølgende gjennomløp over kartleggingsområdet samles inn ved å bruke flere kildefartøyer, mens et andre kildefartøy følger en sinusformet seilingsrute som har sin senterlinje anordnet ved en vinkel i forhold til senterlinjen til den sinusformede seilingsrute som et første kildefartøy følger. Vinkelen kan velges fra gruppen som består av: 30, 45, 60 eller 90 grader. Det er en fordel om det første eller det andre kildefartøy også kan være overflatefartøyet. In one form of the first and second aspects of the present invention, a second or subsequent pass over the mapping area may be collected using multiple source vessels, while a second source vessel follows a sinusoidal sailing route having its centerline disposed at an angle to the centerline of the sinusoidal sailing route followed by a first source vessel. The angle can be selected from the group consisting of: 30, 45, 60 or 90 degrees. It is an advantage if the first or second source vessel can also be the surface vessel.

I henhold til et tredje aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for å planlegge en kartlegging av et område som antas å inneholde, eller som er kjent for å inneholde, et underjordisk, hydrokarbonbærende reservoar, hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: - å lage en modell av området som skal kartlegges, hvilket område innbefatter en havbunn, en bergartsformasjon som inneholder et antatt hydrokarbonbærende reservoar beliggende under havbunnen, og et vannlegeme beliggende over havbunnen; - å sette verdier for dybden under havbunnen av det antatte hydrokarbonreservoar samt for materialegenskaper for den geologiske struktur; og - å utføre en simulering av fremgangsmåten for å samle inn marine seismikkdata ifølge det første aspekt ved den foreliggende oppfinnelse. According to a third aspect of the present invention, a method is provided for planning a survey of an area believed to contain, or known to contain, an underground hydrocarbon-bearing reservoir, where the method comprises the following steps: - making a model of the area to be surveyed, which area includes a seabed, a rock formation containing a presumed hydrocarbon-bearing reservoir located below the seabed, and a body of water located above the seabed; - to set values for the depth below the seabed of the presumed hydrocarbon reservoir as well as for material properties of the geological structure; and - performing a simulation of the method for collecting marine seismic data according to the first aspect of the present invention.

I henhold til et fjerde aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for å planlegge en kartlegging av et område som antas å inneholde, eller som er kjent for å inneholde, et underjordisk, hydrokarbonbærende reservoar, hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: - å lage en modell av området som skal kartlegges, hvilket område innbefatter en havbunn, en bergartsformasjon som inneholder et antatt hydrokarbonbærende reservoar beliggende under havbunnen, og et vannlegeme beliggende over havbunnen; According to a fourth aspect of the present invention, a method is provided for planning a survey of an area believed to contain, or known to contain, an underground hydrocarbon-bearing reservoir, where the method comprises the following steps: - making a model of the area to be surveyed, which area includes a seabed, a rock formation containing a presumed hydrocarbon-bearing reservoir located below the seabed, and a body of water located above the seabed;

å sette verdier for dybden under havbunnen av det antatte hydrokarbon- to set values for the depth below the seabed of the assumed hydrocarbon

reservoar samt for materialegenskaper for den geologiske struktur; og reservoir as well as for material properties of the geological structure; and

å utføre en simulering av fremgangsmåten for å foreta en seismisk kartlegging to carry out a simulation of the procedure for carrying out a seismic survey

i en hvilken som helst form ifølge det andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse. in any form according to the second aspect of the present invention.

I henhold til et femte aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes et sett med kartleggingsdata som er samlet inn ved å bruke fremgangsmåten ifølge en hvilken som helst form av det første eller det andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelse. According to a fifth aspect of the present invention, a set of mapping data collected using the method according to any form of the first or second aspect of the present invention is provided.

I henhold til et sjette aspekt ved den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for å lagre og anvende marine kartleggingsdata, hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: - å fremskaffe et sett med kartleggingsdata i henhold til det femte aspekt ved den foreliggende oppfinnelse; og - å analysere settet med kartleggingsdata for å fremskaffe informasjon vedrørende en geologisk struktur som ligger under et vannlegeme. According to a sixth aspect of the present invention, a method for storing and using marine mapping data is provided, where the method comprises the following steps: - obtaining a set of mapping data according to the fifth aspect of the present invention; and - analyzing the set of mapping data to provide information regarding a geological structure underlying a body of water.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

Måten som oppfinnelsens formål og andre ønskelige karakteristika kan oppnås på, forklares i den etterfølgende beskrivelse og de vedheftede figurer, hvor: Figur 1 anskueliggjør skjematisk et kildesignal som sendes fra en kilde og et responssignal som måles ved hver av flere mottakere ordnet i et kartleggingsområde, hvor responssignalet indikerer en samhandling mellom kildesignalet og den geologiske struktur; Figur 2 anskueliggjør en sinusformet seilingsrute og lengden av hydrofonkabelen så vel som amplituden og frekvensen av den sinusformede konfigurasjon i forhold til en nominell, rettlinjet seilingsrute; Figurene 3a til 3d anskueliggjør de seismiske dekningslinjer forflere skudd når hydrofonkabelslepefartøyet går den sinusformede seilingsrute ifølge figur 2; Figur 4 anskueliggjør hendelsesdata som samles i fem tilstøtende tverrlinjeceller ("cross-line bins") mens hydrofonkabelslepefartøyet ifølge figur 10 følger en sinusformet seilingsrute; Figur 5 anskueliggjør hendelsesdata som samles i fem tilstøtende langslinjeceller ("in-line bins") mens hydrofonkabelslepefartøyet ifølge figur 10 følger en sinusformet seilingsrute; Figur 6 anskueliggjør et riss sett ovenfra av et kartleggingsområde som viser innsamlingsdekningen for et første gjennomløp over kartleggingsområdet; Figur 7 anskueliggjør et riss sett ovenfra av et kartleggingsområde som viser innsamlingsdekningen fortre gjennomløp over kartleggingsområdet; Figurene 8a og 8b er en sammenlikning side om side av et rosediagram for en vanlig 3D flerhydrofonkabelkonfigurasjon og et rosediagram for én utførelse av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte; Figurene 9a og 9b er en sammenlikning side om side av asimutfordelingen for en vanlig 3D flerhydrofonkabelkonfigurasjon og asimutfordelingen for én utførelse av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte; Figurene 10a til 10e anskueliggjør forskjellige hydrofonkabel/kilde-anordninger for innsamling av data ved å bruke forskjellige utførelser av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte; Figur 11 anskueliggjør en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse som benytter et første og et andre kildefartøy, hvor det andre kildefartøy følger en cosinus av banen som det første kildefartøy går slik at det andre kildefartøys sinusformede seilingsrute er en halv bølgelengde ute av fase med det første kildefartøys sinusformede seilingsrute; og Figurene 12a og 12b anskueliggjør en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse som benytter flere kildefartøyer hvor et andre kildefartøy følger en bane som er anordnet i en vinkel med banen som det første kildefartøy følger under innsamling. The manner in which the object of the invention and other desirable characteristics can be achieved is explained in the following description and the attached figures, where: Figure 1 schematically illustrates a source signal that is sent from a source and a response signal that is measured at each of several receivers arranged in a mapping area, where the response signal indicates an interaction between the source signal and the geological structure; Figure 2 illustrates a sinusoidal sailing route and the length of the hydrophone cable as well as the amplitude and frequency of the sinusoidal configuration relative to a nominal straight sailing route; Figures 3a to 3d illustrate the seismic coverage lines for several shots when the hydrophone cable towing vessel follows the sinusoidal sailing route according to Figure 2; Figure 4 illustrates event data that is collected in five adjacent cross-line cells ("cross-line bins") while the hydrophone cable tow vessel according to Figure 10 follows a sinusoidal sailing route; Figure 5 illustrates event data collected in five adjacent in-line bins while the hydrophone cable tow vessel according to Figure 10 follows a sinusoidal sailing route; Figure 6 illustrates a top view of a mapping area showing the collection coverage for a first pass over the mapping area; Figure 7 illustrates a plan view of a mapping area showing the collection coverage for three passes over the mapping area; Figures 8a and 8b are a side-by-side comparison of a rose diagram for a typical 3D multi-hydrophone cable configuration and a rose diagram for one embodiment of the method of the present invention; Figures 9a and 9b are a side-by-side comparison of the azimuth distribution for a typical 3D multi-hydrophone cable configuration and the azimuth distribution for one embodiment of the method of the present invention; Figures 10a through 10e illustrate various hydrophone cable/source arrangements for collecting data using various embodiments of the method of the present invention; Figure 11 illustrates an alternative embodiment of the present invention that uses a first and a second source vessel, where the second source vessel follows a cosine of the path that the first source vessel travels such that the second source vessel's sinusoidal sailing route is half a wavelength out of phase with the first source vessel's sinusoidal sailing path; and Figures 12a and 12b illustrate an alternative embodiment of the present invention which uses several source vessels where a second source vessel follows a path which is arranged at an angle to the path which the first source vessel follows during collection.

Det må bemerkes at figurene ikke er i skala og bare anskueliggjør typiske utførelser av oppfinnelsen, og må derfor ikke betraktes som begrensende for dens omfang, for oppfinnelsen kan gi adgang til andre like gyldige utførelser. Like henvisningstall henviser til like deler. It must be noted that the figures are not to scale and only illustrate typical embodiments of the invention, and must therefore not be considered as limiting its scope, because the invention may give access to other equally valid embodiments. Like reference numbers refer to like parts.

Detaljert beskrivelse av bestemte utførelser Detailed description of specific designs

Særskilte utførelser av den foreliggende oppfinnelse beskrives nå. Det vil imidlertid forstås av fagfolk at den foreliggende oppfinnelse kan utøves uten disse detaljer, og at mange endringer eller modifikasjoner i forhold til de beskrevne utførelser kan være mulige. Det vil forstås at oppfinnelsen i like stor grad er anvendbar for kartlegging i ferskvann, for eksempel i innsjøer og elveutløp, som den er i sjøvann. Således bør henvisninger til havbunn nedenfor ikke betraktes som begrensende og bør utlegges som å dekke en innsjøbunn, elvebunn eller liknende. Terminologien som brukes heri er bare for formålet å beskrive særskilte utførelser, og er ikke ment å begrense den foreliggende oppfinnelses omfang. Hvis ikke annet sies, har alle tekniske og vitenskapelige betegnelser som brukes heri samme betydning som den som en fagmann innen oppfinnelsens fag vanligvis forstår. Particular embodiments of the present invention are now described. However, it will be understood by those skilled in the art that the present invention can be practiced without these details, and that many changes or modifications in relation to the described embodiments may be possible. It will be understood that the invention is equally applicable for mapping in fresh water, for example in lakes and river outlets, as it is in seawater. Thus, references to seabed below should not be considered limiting and should be interpreted as covering a lakebed, riverbed or the like. The terminology used herein is only for the purpose of describing particular embodiments, and is not intended to limit the scope of the present invention. Unless otherwise stated, all technical and scientific terms used herein have the same meaning as is commonly understood by one skilled in the art of the invention.

Betegnelsen "sinusformet" som den brukes gjennom hele denne spesifikasjon viser til en glatt varierende periodisk svingende bølgeform som har en grunnleggende form som uttrykt ved likningen y = A sin x, hvor x er en vinkel målt i grader og A er bølgens amplitude. Det bør bemerkes at en cosinusbølge også kan betraktes å være "sinusformet" fordi cos(x) = sin (x+n/2). The term "sinusoidal" as used throughout this specification refers to a smoothly varying periodically oscillating waveform having a basic shape as expressed by the equation y = A sin x, where x is an angle measured in degrees and A is the amplitude of the wave. It should be noted that a cosine wave can also be considered "sinusoidal" because cos(x) = sin (x+n/2).

Ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte for innsamling av marine seismikkdata, brukes en akustikkilde til å generere et akustisk signal, hvorav en del reflekteres ved én eller flere undersjøiske formasjonsgrensesnitt som et seismisk signal. Fremgangsmåten omfatter å seile et overflatefartøylangs en seilingsrute som ligger over et kartleggingsområde mens det sleper en seismikkhydrofonkabel, hvor seilingsruten har en sinusformet konfigurasjon definert av en amplitude og en bølgelengde, hvor hydrofonkabelen innbefatter flere hydrofoner for å motta den reflekterte del av det akustiske signal, kjennetegnet ved at hydrofonkabelen passivt følger seilingsrutens sinusformede konfigurasjon mens seismikkdata samles inn, og hvor hydrofonkabelen har en lengde minst lik distansen som overflatefartøyet kjører når det seiler langs én hel bølgelengde av konfigurasjonen målt langs den sinusformede seilingsrute. When using the present invention's method for collecting marine seismic data, an acoustic source is used to generate an acoustic signal, part of which is reflected at one or more submarine formation interfaces as a seismic signal. The method comprises sailing a surface vessel along a sailing route over a survey area while towing a seismic hydrophone cable, the sailing route having a sinusoidal configuration defined by an amplitude and a wavelength, the hydrophone cable including multiple hydrophones to receive the reflected portion of the acoustic signal, characterized in that the hydrophone cable passively follows the sinusoidal configuration of the sailing route while seismic data is collected, and where the hydrophone cable has a length at least equal to the distance that the surface vessel travels when sailing along one full wavelength of the configuration measured along the sinusoidal sailing route.

Spesielle utførelser av den foreliggende oppfinnelse beskrives nå med henvisning til figurene 1 til 11 i hvilke en seismisk kartlegging foretas over en geologisk struktur innen et kartleggingsområde. Det vises til figur 1 hvor fremgangsmåten omfatter trinnene a) å sende et kildesignal (110) fra en akustikkilde (112); b) å måle et responssignal (114) ved hver av de flere mottakere eller hydrofoner (116) oppstilt i kartleggingsområdet (118), hvor responssignalet (114) indikerer en samhandling mellom kildesignalet (110) og en geologisk struktur (120); c) å logge orienteringen og posisjonen til kilden (112) i forhold til hver av de flere hydrofoner (116); og d) å samle flere responssignaler (114) for en rekke av kilde/mottakerpar for å tilveiebringe et kartleggingsdatasett. Det seismiske responssignal måles ved hver av de flere hydrofoner som er anordnet i avstandsintervaller langs lengden av den ene seismiske hydrofonkabel (120). Det seismiske responssignal kunne like godt vært innsamlet ved bruk av flere hydrofoner og/eller geofoner anordnet innen en havbunnskabel som hviler på havbunnen. I utførelsen som anskueliggjøres i figurene 2 til 7, brukes en enkelt akustikkilde (112) sammen med en enkelt hydrofonkabel (120), hvor den akustiske kilde (112) reiser med fartøyet (114) som brukes til å slepe den enkle hydrofonkabel (120). Andre kilde-/hydrofonkabelkonfigurasjoner beskrives nedenfor med henvisning til figurene 10a til 10e. Special embodiments of the present invention are now described with reference to figures 1 to 11 in which a seismic survey is carried out over a geological structure within a survey area. Reference is made to Figure 1 where the method comprises the steps a) sending a source signal (110) from an acoustic source (112); b) measuring a response signal (114) at each of the plurality of receivers or hydrophones (116) arranged in the mapping area (118), wherein the response signal (114) indicates an interaction between the source signal (110) and a geological structure (120); c) logging the orientation and position of the source (112) relative to each of the plurality of hydrophones (116); and d) collecting multiple response signals (114) for a plurality of source/receiver pairs to provide a mapping data set. The seismic response signal is measured at each of the several hydrophones which are arranged at spaced intervals along the length of the one seismic hydrophone cable (120). The seismic response signal could just as well have been collected using several hydrophones and/or geophones arranged within a submarine cable resting on the seabed. In the embodiment illustrated in Figures 2 to 7, a single acoustic source (112) is used in conjunction with a single hydrophone cable (120), where the acoustic source (112) travels with the vessel (114) used to tow the single hydrophone cable (120). . Other source/hydrophone cable configurations are described below with reference to Figures 10a through 10e.

Med særskilt henvisning til figurene 2 og 3 er vist et hydrofon ka belslepende fartøy With special reference to Figures 2 and 3, a hydrophone towing vessel is shown

(114) som kjører en sinusformet seilingsrute (116) over et kartleggingsområde (118) mens det sleper en enkelt seismisk hydrofonkabel (120). Således avviker den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte og system fundamentalt fra kjent teknikks ved at det i stedet for å følge en nominell, rettlinjet seilingsrute (126) når kartleggingsområdet (118) krysses, følger det hydrofonkabelslepende fartøy (114) den sinusformede seilingsrute (116). Ved å bruke den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte, anordnes kilden (112) og de flere hydrofoner (116) i en sinusformet konfigurasjon relativt til en nominell, rettlinjet seilingsrute, hvorved kartleggingsdatasettet innbefatter en variabel offsetutstrekning både i langslinjet og tverrlinjet retning. (114) which runs a sinusoidal sailing route (116) over a survey area (118) while towing a single seismic hydrophone cable (120). Thus, the present invention's method and system deviates fundamentally from known techniques in that, instead of following a nominal, rectilinear sailing route (126) when the mapping area (118) is crossed, the hydrophone cable towing vessel (114) follows the sinusoidal sailing route (116). By using the method of the present invention, the source (112) and the several hydrophones (116) are arranged in a sinusoidal configuration relative to a nominal, rectilinear sailing route, whereby the mapping data set includes a variable offset extent in both longitudinal and transverse directions.

Fartøyets (114) hastighet og retning settes til passende verdier for å tilskynde at hydrofonkabelen (120) følger den sinusformede seilingsrute (116) mens seismiske data samles inn uten behov for å aktivt styre hydrofonkabelen. Å kjøre en sinusformet seilingsrute mens hydrofonkabelen slepes passivt tilveiebringer et antall fordeler over kjent teknikk. For det første tillater den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte bruk av vanlig hydrofonkabelteknologi, da belastningen på hydrofonkabelen er hovedsakelig den samme som den som oppleves av hydrofonkabler som utfører vanlig 3D eller 2D innsamling når fartøyet snur ved enden av et gitt gjennomløp over kartleggingsområdet, som forberedelse til det neste innsamlingsgjennomløp over kartleggingsområdet. Dette takler enhver utgift som er knyttet til utvikling av spesielle hydrofonkabler for å aktivt styre hydrofonkablene. For det andre vil datasettet som samles inn ha et tids- og romvariant asimutinnhold som kan hjelpe til å sikre 3D undersjøisk informasjon selv når det bare brukes én hydrofonkabel, som forklart mer inngående nedenfor. The speed and heading of the vessel (114) are set to appropriate values to encourage the hydrophone cable (120) to follow the sinusoidal sailing path (116) while seismic data is collected without the need to actively steer the hydrophone cable. Running a sinusoidal sailing path while passively towing the hydrophone cable provides a number of advantages over the prior art. First, the method of the present invention allows the use of conventional hydrophone cable technology, as the stress on the hydrophone cable is substantially the same as that experienced by hydrophone cables performing conventional 3D or 2D acquisition as the vessel turns at the end of a given pass over the survey area, in preparation for the next collection pass over the survey area. This covers any costs associated with developing special hydrophone cables to actively control the hydrophone cables. Second, the data set collected will have a time- and space-varying azimuth content that can help secure 3D subsea information even when only one hydrophone cable is used, as explained in more detail below.

Av klarhetshensyn er den sinusformede seilingsrute (116) i figur 2 angitt med en stiplet linje, og med den seismiske hydrofonkabel (120) angitt med heltrukken linje. Betegnelsen "amplitude", som den brukes gjennom hele denne spesifikasjon, henviser til avstanden fra ett ytterpunkt (121) av en svingning av en sinusbølge til midtpunktet eller senterlinjen (123) av sinusbølgen. Betegnelsen "frekvens" henviser til antall svingninger av en bølge per tidsenhet. Frekvensen representerer således hyppigheten ved hvilken den grunnleggende form gjentas. Betegnelsen "bølgelengde" henviser til distansen, målt i forplantningsretningen av en bølge, mellom to etterfølgende punkter (henholdsvis 125 og 127) som kjennetegnes ved den samme svingningsfase. Hver hydrofonkabel (120) har en første proximal ende (122) og en andre distal ende (124), hvor den første proximale ende (122) er den ende av hydrofonkabelen (120) som befinner seg nærmest fartøyet (114). Ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåter, er lengden av den seismiske hydrofonkabel (120) målt som avstanden mellom den første proximale ende (122) og den andre distale ende (124) minst lik utseilt distanse for overflatefartøyet når det seiler langs én hel bølgelengde av konfigurasjonen målt langs den sinusformede seilingsrute (116). For reasons of clarity, the sinusoidal sailing route (116) in Figure 2 is indicated by a dashed line, and the seismic hydrophone cable (120) is indicated by a solid line. The term "amplitude", as used throughout this specification, refers to the distance from one extreme point (121) of an oscillation of a sine wave to the midpoint or center line (123) of the sine wave. The term "frequency" refers to the number of oscillations of a wave per unit of time. The frequency thus represents the frequency with which the basic form is repeated. The term "wavelength" refers to the distance, measured in the direction of propagation of a wave, between two successive points (respectively 125 and 127) which are characterized by the same oscillation phase. Each hydrophone cable (120) has a first proximal end (122) and a second distal end (124), where the first proximal end (122) is the end of the hydrophone cable (120) which is closest to the vessel (114). Using the methods of the present invention, the length of the seismic hydrophone cable (120) measured as the distance between the first proximal end (122) and the second distal end (124) is at least equal to the distance traveled by the surface vessel when sailing along one full wavelength of the configuration measured along the sinusoidal sailing route (116).

De felles midtpunkter for de forskjellige kilde-/hydrofonpar plottes på en måte som er analog med den som er beskrevet ovenfor for kjente fremgangsmåter for seismisk innsamling. Som en konsekvens av å forårsake at hydrofonkabelen (120) følger den sinusformede bane til seilingsruten (116), samles seismiske datasignaler ved felles midtpunkter ("CMP") som ligger langs overflatemidtpunktsdekningslinjen (128) for hvert skudd fra kilden. Én slik dekningslinje (128) er vist i figur 2 for et første skudd. Da det skytes flere skudd i rekkefølge, genereres en korresponderende konfigurasjon av dekningslinjer (128), med ti slike dekningslinjer (128) anskueliggjort i figur 3a; tjue slike dekningslinjer (128) anskueliggjort i figur 3b; tretti slike dekningslinjer The common midpoints of the various source/hydrophone pairs are plotted in a manner analogous to that described above for known methods of seismic acquisition. As a consequence of causing the hydrophone cable (120) to follow the sinusoidal path of the sail route (116), seismic data signals are collected at common midpoints ("CMP") located along the surface midpoint coverage line (128) for each shot from the source. One such coverage line (128) is shown in Figure 2 for a first shot. As several shots are fired in sequence, a corresponding configuration of coverage lines (128) is generated, with ten such coverage lines (128) illustrated in Figure 3a; twenty such coverage lines (128) shown in figure 3b; thirty such lines of coverage

(128) anskueliggjort i figur 3c; og førti slike dekningslinjer (128) anskueliggjort i figur 3d. Som det kan ses av figurene 3a til 3d, er hver suksessive dekningslinje (128) forskjøvet fra hver foregående dekningslinje (128) på grunn av det faktum at fartøyet (128) visualized in Figure 3c; and forty such coverage lines (128) shown in figure 3d. As can be seen from Figures 3a to 3d, each successive coverage line (128) is offset from each preceding coverage line (128) due to the fact that the vessel

(114) fortsetter å bevege seg langs den sinusformede seilingsrute (116) mellom suksessive skudd. (114) continues to move along the sinusoidal sailing path (116) between successive shots.

Med henvisning til figur 4, representerer de skyggelagte arealer områdene over hvilke seismiske signaler samles inn når hydrofonkabelen reiser langs en sinusformet seilingsrute (116) under et enkelt eller første gjennomløp (174) over kartleggingsområdet (118). Arealet (130) representerer den kombinerte virkning av alle disse overflatemidtpunktsdekningslinjer (128). Kartleggingsområdet (118) er delt inn i flere celler (132) ved bruk av et rutenett på en måte som er analog med det som er beskrevet ovenfor for kjente fremgangsmåter for seismisk innsamling. Avhengig av amplituden og frekvensen til den sinusformede seilingsrute (116), er kartleggingsområdet (118) som dekkes ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte sammenliknbar med området som dekkes ved bruk av kjente 3D konfigurasjoner med mangfoldige hydrofonkabler. Offsetspekteret ("offset range") defineres av den absolutte forskjell mellom den minste og største offset som er til stede i en cellesamling. Ved bruk av vanlig innsamling, befolkes hver celle (132) med et fullt komplement av offset helt fra det nære offset til det fjerne offset. Til sammenlikning frembringer den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte og prosess et variabelt offsetspekter både i langslinje- og tverrlinjeretningen. Referring to Figure 4, the shaded areas represent the areas over which seismic signals are collected as the hydrophone cable travels along a sinusoidal sail path (116) during a single or first pass (174) over the survey area (118). The area (130) represents the combined effect of all these surface center coverage lines (128). The mapping area (118) is divided into several cells (132) using a grid in a manner analogous to that described above for known methods of seismic acquisition. Depending on the amplitude and frequency of the sinusoidal sail path (116), the mapping area (118) covered using the method of the present invention is comparable to the area covered using known 3D configurations with multiple hydrophone cables. The offset spectrum ("offset range") is defined by the absolute difference between the smallest and largest offset present in a cell collection. Using regular acquisition, each cell (132) is populated with a full complement of offsets from the near offset to the far offset. For comparison, the present invention's method and process produces a variable offset spectrum both in the longitudinal and transverse directions.

Utsnittspartiet ("breakout portion") under seilingsrutebildet i figur 4 anskueliggjør hendelsesdataene som er innsamlet i fem tilstøtende tverrlinjeceller (134), (136), The breakout portion under the sailing route image in Figure 4 visualizes the event data collected in five adjacent cross-line cells (134), (136),

(138), (140) og (142) som en funksjon av offset på x-aksen mot tid på y-aksen. Utsnittspartiet under seilingsrutebildet i figur 5 anskueliggjør hendelsesdataene som er innsamlet i fem tilstøtende langslinjeceller (144), (146), (148), (150) og (152) som en funksjon av offset på x-aksen mot tid på y-aksen. I hver av de fem tilstøtende tverrlinjeceller (134), (136), (138), (140) og (142) er avbildet en korresponderende hendelse ved bruk av flere heltrukne linjer (154), (156), (158), (160) og (162) for å representere deloffsetene som er registrert i hver celle og en prikket linje som representerer det potentielt hele område av offsets som ville ha blitt målt ved bruk av kjente fremgangsmåter for rettlinjet innsamling ved hjelp av en 3D flerhydrofonkabel. Det kan ses av figur 4, at det er forskjellige offsets tilknyttet en enkelt hendelse i de tilstøtende tverrlinjeceller (134), (136), (138), (140) og (142). På liknende måte er avbildet, i hver av langslinjecellene (144), (146), (148), (150) og (152) en (138), (140) and (142) as a function of offset on the x-axis versus time on the y-axis. The section below the sailing route image in Figure 5 visualizes the event data collected in five adjacent longitudinal cells (144), (146), (148), (150) and (152) as a function of offset on the x-axis against time on the y-axis. In each of the five adjacent cross-line cells (134), (136), (138), (140) and (142) a corresponding event is depicted using several solid lines (154), (156), (158), ( 160) and (162) to represent the partial offsets recorded in each cell and a dotted line representing the potentially full range of offsets that would have been measured using known methods for rectilinear acquisition using a 3D multi-hydrophone cable. It can be seen from Figure 4 that there are different offsets associated with a single event in the adjacent cross-line cells (134), (136), (138), (140) and (142). Similarly depicted, in each of the longitudinal cells (144), (146), (148), (150) and (152) a

korresponderende hendelse ved bruk av heltrukne linjer (164), (166), (168), (170) og corresponding event using solid lines (164), (166), (168), (170) and

(172) for å representere deloffsetene i hver celle og en prikket linje som representerer det potensielt hele område av offsets som ville ha blitt målt ved bruk av kjent teknikks 3D flerhydrofonkabel rettlinjete innsamlingsfremgangsmåter. Det kan ses av figur 4, at det er forskjellige offsets tilknyttet en enkelt hendelse i de tilstøtende langslinjeceller (144), (146), (148), (150) og (152) sammenliknet med offsetene tilknyttet samme hendelse i de tilstøtende tverrlinjeceller (134), (136), (138), (140) og (142). (172) to represent the partial offsets in each cell and a dotted line representing the potentially full range of offsets that would have been measured using prior art 3D multi-hydrophone cable rectilinear acquisition procedures. It can be seen from Figure 4 that there are different offsets associated with a single event in the adjacent longitudinal cells (144), (146), (148), (150) and (152) compared to the offsets associated with the same event in the adjacent cross-line cells ( 134), (136), (138), (140) and (142).

Som det best kan ses i figurene 3a til 3d, varierer hydrofonkabelplasseringen både i sted og tid og på en slik måte at det ved hvert etterfølgende skudd, innsamles data over et annet spekter av felles midtpunkter. Dessuten avviker hydrofonkabelplasseringen fra den sinusformede seilingsrutes senterlinje (116) overtid og resulterer i en variasjon i tverrlinjeoffset og langslinjeoffset med tiden. As can best be seen in Figures 3a to 3d, the hydrophone cable placement varies both in place and time and in such a way that with each subsequent shot, data is collected over a different range of common midpoints. Also, the hydrophone cable location deviates from the centerline of the sinusoidal sailing route (116) overtime and results in a variation in the crossline offset and the longitudinal offset with time.

Offsetspekteret i hver celle (132) ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte vil avhenge av slike relevante faktorer som skuddfrekvens, antallet og plasseringen av akustiske kilder (112) som brukes, antallet og fordelingen av hydrofoner langs hydrofonkabelens (120) lengde, seilingsrutens buktningsutforming, og antallet og anordningen av hydrofonkablene som brukes. Som eksempel kan hydrofonkabelen være 3km lang med 120 hydrofoner med innbyrdes avstand på 25m langs hydrofonkabelens lengde. Det må forstås at hydrofonkabelens lengde varierer mellom 3km og 8km. Stort sett, dess lenger hydrofonkabel, dess flere hydrofoner er tilgjengelig for innsamling av data og dess større antall datapunkter. Imidlertid resulterer lange hydrofonkabler i lengre offset som kan gjøre det vanskeligere å prosessere dataene som er samlet inn. Følgelig må det finnes en balanse, hvor de beste resultater oppnås ved bruk av en hydrofonkabellengde i området 4,5 til 5km for noen typer av hydrokarbonundersøkelser eller utviklingsformål. The offset spectrum in each cell (132) using the method of the present invention will depend on such relevant factors as shot frequency, the number and location of acoustic sources (112) used, the number and distribution of hydrophones along the length of the hydrophone cable (120), the winding design of the sailing route, and the number and arrangement of the hydrophone cables used. As an example, the hydrophone cable can be 3km long with 120 hydrophones with a mutual distance of 25m along the length of the hydrophone cable. It must be understood that the length of the hydrophone cable varies between 3km and 8km. Generally, the longer the hydrophone cable, the more hydrophones are available to collect data and the greater the number of data points. However, long hydrophone cables result in longer offsets which can make it more difficult to process the data collected. Consequently, a balance must be found, where the best results are achieved using a hydrophone cable length in the range of 4.5 to 5km for some types of hydrocarbon exploration or development purposes.

Folden, asimuten og dekningen ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte avhenger alle av et antall relevante variabler, hvorav de viktigste vedrører buktningsutforming av seilingsruten (116) i forhold til hydrofonkabelens The fold, the azimuth and the coverage using the method of the present invention all depend on a number of relevant variables, the most important of which relate to the meander design of the sailing route (116) in relation to the hydrophone cable's

(120) lengde. Buktningsutformingen settes av amplituden, frekvensen og den sinusformede seilingsrute (116) under hvilket som helst gjennomløp over kartleggingsområdet (118). For ensartethet i resultatene holdes amplituden, bølgelengden og frekvensen av den sinusformede seilingsrute jevn under et første eller et foregående gjennomløp (174), og under et andre eller etterfølgende gjennomløp (178) over kartleggingsområdet under innsamling, som anskueliggjort i figurer 6 og 7. Når dette er gjort, justeres fartøyets (114) hastighet for å hjelpe til å holde amplituden, og bølgelengden av den sinusformede seilingsrute så jevn som mulig, og i dette hensyn avpasses avfyringen av skuddene som en funksjon av hydrofonkabelens (120) posisjonsendring over tid snarere enn å følge en fast skuddavfyringskjøreplan. Det må forstås at det er mulig å variere både amplitude, bølgelengde og frekvens langs seilingsruten (116) men at dette vil gjøre prosesseringen av de innsamlede data mer komplisert. Innsamling kan begynne ved hvilket som helst punkt i sinuskurven, og det er ikke noe krav at et gitt gjennomløp over kartleggingsområdet (118) skal begynne eller slutte på senterlinjen eller på en topp av sinuskurven, selv om innsamling av data på denne måte kan gjøre det lettere å prosessere senere. (120) length. The bend design is set by the amplitude, frequency, and sinusoidal sail path (116) during any pass over the mapping area (118). For uniformity of results, the amplitude, wavelength, and frequency of the sinusoidal sail path are held constant during a first or preceding pass (174), and during a second or subsequent pass (178) over the mapping area under acquisition, as illustrated in Figures 6 and 7. When this being done, the speed of the vessel (114) is adjusted to help keep the amplitude and wavelength of the sinusoidal sailing path as smooth as possible, and in this respect the firing of the shots is adjusted as a function of the hydrophone cable (120) position change over time rather than to follow a fixed shot firing schedule. It must be understood that it is possible to vary both amplitude, wavelength and frequency along the sailing route (116) but that this will make the processing of the collected data more complicated. Acquisition may begin at any point in the sine curve, and there is no requirement that a given pass over the mapping area (118) begin or end at the centerline or at a peak of the sine curve, although acquisition of data in this manner may do so easier to process later.

Det går klart frem av figurene 6 og 7 at desto større seilingsrutens (116) amplitude It is clear from figures 6 and 7 that the greater the sailing route's (116) amplitude

er, desto større er dekningen i et gitt datasett per gjennomløp på grunn av en økning i innsamlingsarealet (130). Det er imidlertid grenser for i hvilken grad hydrofonkabelen is, the greater the coverage in a given data set per pass due to an increase in the collection area (130). However, there are limits to the extent to which the hydrophone cable

(120) kan bøyes, noe som delvis er avhengig av den minste krumningsradius som kan oppnås ved et infleksjonspunkt for en gitt hydrofonkabelkonstruksjon. Dessuten, hvis amplituden er for stor, er det liten forskjell mellom den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte og kjente, sedvanlige og rettlinjete innsamlingsmetoder. Det beste kompromiss oppnås ved å bruke en sinusformet seilingsrute (116) som har en amplitude hvor området 800 til 1600 meter foretrekkes. (120) can be bent, which depends in part on the smallest radius of curvature that can be achieved at an inflection point for a given hydrophone cable construction. Moreover, if the amplitude is too large, there is little difference between the method of the present invention and known, customary and straight-line collection methods. The best compromise is achieved by using a sinusoidal sailing route (116) having an amplitude where the range of 800 to 1600 meters is preferred.

"Folden" defineres av antallet spor ("traces") med et felles midtpunkt hvor det midtpunktet er nøyaktig halve avstanden mellom et kilde-/mottakerpar. Konvensjonell innsamling er konstruert for å skape en meget regelmessig og forholdsvis høy fold. I motsetning innbefatter den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte noen områder med høyere fold enn andre områder og hvor totalfolden er langt lavere enn den ved konvensjonelle 3D innsamlingsteknikker. Imidlertid gjør bruken av den foreliggende oppfinnelses prosess det mulig å oppnå fullstendig romlig dekning for en gitt celletetthet som ville oppnås ved bruk av konvensjonell flerhydrofonkabel 3D innsamlingsteknikker ved bruk av en enkelt, passivt slept hydrofonkabel i stedet for å slepe en flerhydrofonkabelgruppe, eller å måtte styre én eller flere hydrofonkabler aktivt. The "fold" is defined by the number of traces ("traces") with a common center point where that center point is exactly half the distance between a source/receiver pair. Conventional gathering is designed to create a very regular and relatively high fold. In contrast, the method of the present invention includes some areas with a higher fold than other areas and where the total fold is far lower than that of conventional 3D collection techniques. However, the use of the process of the present invention makes it possible to achieve complete spatial coverage for a given cell density that would be achieved using conventional multi-hydrophone cable 3D acquisition techniques using a single, passively towed hydrophone cable rather than towing a multi-hydrophone cable group, or having to steer one or more hydrophone cables active.

Etter et første gjennomløp (174) over kartleggingsområdet (118) er fullført, kan et andre gjennomløp (176) og etterfølgende gjennomløp (178) gjøres for å fullføre innsamlingen, hvor antallet etterfølgende gjennomløp (178) er avhengig av seilingsrutens (116) sinuskurve under det første gjennomløp (174) eller et foregående gjennomløp. Det må forstås at innsamling kan fortsettes når fartøyet (114) fullfører en vending for å begynne et etterfølgende gjennomløp. Med henvisning til figurene 6 og 7, er kartleggingsområdet (118) vist sett ovenfra som et rektangulært plant område som har en bredde avgrenset av den første side (179) og den andre side (180) av et rektangel, og en lengde avgrenset av den tredje side (182) og den fjerde side (184) av rektangelet. Under hvert gjennomløp (174, 176 eller 178) over kartleggingsområdet (118), kjører fartøyet over bredden av kartleggingsområdet (118) fra den første side (179) til den andre side (180) ved å følge en sinusformet seilingsrute (116) hvis senterlinje er en rettlinjet, nominell seilingslinje (126). Ser man på et fullført første gjennomløp (174) over kartleggingsområdet (116), samles seismikkdata inn over det skyggelagte området (130) i figur 7 for dette gjennomløpet. After a first pass (174) over the mapping area (118) is completed, a second pass (176) and subsequent passes (178) may be made to complete the collection, the number of subsequent passes (178) depending on the sine curve of the sailing route (116) under the first pass (174) or a previous pass. It should be understood that collection may be continued when the vessel (114) completes a turn to begin a subsequent pass. Referring to Figures 6 and 7, the mapping area (118) is shown in top view as a rectangular planar area having a width bounded by the first side (179) and the second side (180) of a rectangle, and a length bounded by the third side (182) and the fourth side (184) of the rectangle. During each pass (174, 176 or 178) over the survey area (118), the vessel travels across the width of the survey area (118) from the first side (179) to the second side (180) by following a sinusoidal sailing route (116) whose centerline is a straight, nominal sailing line (126). Looking at a completed first pass (174) over the mapping area (116), seismic data is collected over the shaded area (130) in Figure 7 for this pass.

Som anskueliggjort på figur 7, er det andre gjennomløp (176) og hvert etterfølgende gjennomløp (178) fortsatt fra det første gjennomløp (174) eller et foregående gjennomløp langs lengden av kartleggingsområdet (118) med en avstand lik den sinusformede seilingsrutes (116) amplitude som ble tilbakelagt av fartøyet (114) i løpet av det første gjennomløp (174) eller et foregående gjennomløp. Det andre gjennomløp (176) og hvert etterfølgende gjennomløp (178) er fortsatt fra det første gjennomløp (174) eller et foregående gjennomløp over bredden av kartleggingsområdet (118) med en firedel av den sinusformede seilingsrutes (116) bølgelengde. Denne anordning av gjennomløp utgjør én måte å oppnå god dekning over et kartleggingsområde på. Andre anordninger er anskueliggjort i figurene 10a til 10c. Det fremgår av figur 7 at når det skyggelagte område (130) som samles inn for et gitt gjennomløp (174) overlapper med det skyggelagte område som kartlegges i et etterfølgende gjennomløp (178), samler cellene som overlapper med det skyggelagte område data fra den samme hendelse men for et forskjellig delspekter av offsets. As illustrated in Figure 7, the second pass (176) and each subsequent pass (178) continue from the first pass (174) or a preceding pass along the length of the mapping area (118) by a distance equal to the amplitude of the sinusoidal sail path (116) which was covered by the vessel (114) during the first pass (174) or a previous pass. The second pass (176) and each subsequent pass (178) is continued from the first pass (174) or a previous pass over the width of the mapping area (118) by one fourth of the sinusoidal sailing route (116) wavelength. This arrangement of through-passes is one way of achieving good coverage over a mapping area. Other devices are illustrated in Figures 10a to 10c. It appears from Figure 7 that when the shaded area (130) collected for a given pass (174) overlaps with the shaded area mapped in a subsequent pass (178), the cells that overlap with the shaded area collect data from the same event but for a different sub-range of offsets.

"Asimuten" er vinkelen som avgrenses av kilde- og mottakerkoordinatene av en målt seismikktrasé i grader med urviseren fra Nord. Et rosediagram beskriver den totale asimutfordeling av en innsamlingskonfigurasjonskonstruksjon. Avstanden fra senteret beskriver offseten, mens vinkelen fra Nord avgrenser asimuten. Figur 8a viser et rosediagram for en konvensjonell 3D innsamlingsprosess, mens figur 8b viser et rosediagram ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte etter at fartøyet (114) har gjennomseilt én bølgelengde langs den sinusformede seilingsrute The "azimuth" is the angle defined by the source and receiver coordinates of a measured seismic path in degrees clockwise from North. A rose diagram describes the overall azimuth distribution of a collection configuration structure. The distance from the center describes the offset, while the angle from North defines the azimuth. Figure 8a shows a rose diagram for a conventional 3D acquisition process, while Figure 8b shows a rose diagram using the method of the present invention after the vessel (114) has sailed one wavelength along the sinusoidal sailing route

(116). Figurene 9a og 9b viser en sammenlikning, side om side, av den prosentvise fordeling av seismikkdata som en funksjon av spesifikke asimuter. Figur 9a viser den prosentvise fordeling for konvensjonell innsamling som viser topper i den nominelle innsamlingsretning. Figur 9b viser den prosentvise fordeling for den foreliggende oppfinnelses prosess som viser hvordan dataene er fordelt jevnere over et bredere asimutspenn. (116). Figures 9a and 9b show a side-by-side comparison of the percentage distribution of seismic data as a function of specific azimuths. Figure 9a shows the percentage distribution for conventional collection which shows peaks in the nominal collection direction. Figure 9b shows the percentage distribution for the present invention's process which shows how the data is distributed more evenly over a wider azimuth span.

Hver av figurene 10a-e avbilder alternative utførelser av den foreliggende oppfinnelse. I disse utførelser er hvert slepefartøy vist som symbol 114 og den tilnærmede plassering av akustikkilden eller "luftkanonen" er avbildet som symbol 112. den nominelle seilingsruteretning per gjennomløp (126) er anskueliggjort ved bruk av prikkede og stiplede linjer og den sinusformede seilingsrute (116) er anskueliggjort som en heltrukken linje med en pil i én ende for å indikere fartøyets (114) seilingsretning. Hydrofonkablene er ikke vist i figurene 10a-e. Det er klart at alle konfigurasjonene som er anskueliggjort i figurene 10a-e har forskjellige økonomiske kostnader, men det er imidlertid en operatøravgjørelse å velge å bruke en mer kostbar slepekonfigurasjon hvis oppgaven fullføres raskere eller hvis den økte nytteverdi av resultatene rettferdiggjør kostnadsforskjellen. Each of Figures 10a-e depicts alternative embodiments of the present invention. In these embodiments, each towing vessel is shown as symbol 114 and the approximate location of the acoustic source or "air cannon" is depicted as symbol 112. the nominal sailing route per pass (126) is visualized using dotted and dashed lines and the sinusoidal sailing route (116). is visualized as a solid line with an arrow at one end to indicate the vessel's (114) sailing direction. The hydrophone cables are not shown in Figures 10a-e. It is clear that all of the configurations illustrated in Figures 10a-e have different economic costs, however, it is an operator's decision to choose to use a more expensive towing configuration if the task is completed more quickly or if the increased utility of the results justifies the cost difference.

Figur 10a viser en variasjon over utformingen ifølge figur 3, hvor minst to akustiske kilder (112) tilveiebringer ytterligere synkroniserte skudd for å oppnå en innsamling med vid asimut. I utførelsen som anskueliggjøres i figur 10a, avfyres én av de to akustiske kilder fra hydrofonkabelslepefartøyet (114), mens den andre av de to akustiske kilder avfyres fra en kanonbåt (190) som følger etter hydrofonkabel-slepefartøyet (114) langs den samme sinusformede seilingsrute (116). Bruken av en andre akustikkilde er fordelaktig da det skaper akustiske signaler som forsterker underjordiske trekk eller undertrykker støy og andre falske signaler. Ytterligere akustiske kilder tilveiebringer også signaler fra en mangfoldighet av retninger og deres bruk kan skape informasjon om underjordiske formasjoner som ikke ville kunne oppdages hvis bare én akustikkilde benyttes. Stort sett er kanonbåter mye billigere å leie enn et fartøy som er i stand til å slepe en hydrofonkabel, slik at kostnaden kan begrenses og tilleggsfordeler kan utledes på bekostning av lengre og mer komplisert signalprosessering. Figure 10a shows a variation on the design according to Figure 3, where at least two acoustic sources (112) provide additional synchronized shots to achieve a collection with a wide azimuth. In the embodiment illustrated in figure 10a, one of the two acoustic sources is fired from the hydrophone cable tow vessel (114), while the other of the two acoustic sources is fired from a gunboat (190) following the hydrophone cable tow vessel (114) along the same sinusoidal sailing route (116). The use of a second acoustic source is advantageous as it creates acoustic signals that amplify underground features or suppress noise and other spurious signals. Additional acoustic sources also provide signals from a multiplicity of directions and their use can create information about underground formations that would not be detectable if only one acoustic source were used. Generally, gunboats are much cheaper to hire than a vessel capable of towing a hydrophone cable, so that cost can be limited and additional benefits can be derived at the cost of longer and more complicated signal processing.

Figur 10b anskueliggjør en alternativ konfigurasjon i hvilken minst to akustiske kilder Figure 10b illustrates an alternative configuration in which at least two acoustic sources

(112) brukes for å oppnå en innsamling med vid asimut, ved igjen å bruke ytterligere synkroniserte skudd. I denne utførelse seiler kanonbåten (190) langs en nominell, rettlinjet seilingsrute (192) som er parallell med, men offset fra, den sinusformede seilingsrutes (116) senterlinje (126) som følges av hydrofonkabelslepefartøyet (114). Den nominelle, rettlinjete seilingsrute (192) som følges av kanonbåten (190) kan være på begge sider av den sinusformede seilingsrutes (116) senterlinje (126) som følges av hydrofonkabelslepefartøyet (114). Når denne konfigurasjon brukes, seiles kildefartøyet (190) på en slik måte at det sikrer at kanonbåten (190) holder en sikker arbeidsavstand Av minst 50 meter) fra hydrofonkabelen (120) hele tiden under innsamlingen. Figur 10c anskueliggjør enda en annen alternativ konfigurasjon liknende den som anskueliggjøres i figur 10b som bruker flere hydrofonkabler for å oppnå en bred asimutinnsamling ved bruk av mange hydrofonkabler og mange kilder mens slepefartøyet (114) følger en sinusformet seilingsrute (116). I denne utførelse er hver hydrofonkabel atskilt fra hver nabohydrofonkabel med en nominell avstand, for eksempel 100 til 400m for å minimere potensialet for sammenfiltring av hydrofonkabelen når fartøyet (114) vender ved enden av et fullført gjennomløp for det neste gjennomløp over kartleggingsområdet. (112) is used to achieve a wide-azimuth acquisition, again using additional synchronized shots. In this embodiment, the gunboat (190) sails along a nominal, rectilinear course (192) that is parallel to, but offset from, the centerline (126) of the sinusoidal course (116) followed by the hydrophone cable tow (114). The nominal rectilinear course (192) followed by the gunboat (190) may be on either side of the centerline (126) of the sinusoidal course (116) followed by the hydrophone cable tow (114). When this configuration is used, the source vessel (190) is sailed in such a way as to ensure that the gunboat (190) maintains a safe working distance of at least 50 meters) from the hydrophone cable (120) at all times during collection. Figure 10c illustrates yet another alternative configuration similar to that illustrated in Figure 10b which uses multiple hydrophone cables to achieve a wide azimuth collection using many hydrophone cables and many sources while the towing vessel (114) follows a sinusoidal sailing route (116). In this embodiment, each hydrophone cable is separated from each neighboring hydrophone cable by a nominal distance, for example 100 to 400m to minimize the potential for entanglement of the hydrophone cable when the vessel (114) turns at the end of a completed pass for the next pass over the survey area.

Det andre eller et hvilket som helst annet gjennomløp (henholdsvis 176 eller 178) over kartleggingsområdet (118) kan samles inn med den sinusformede seilingsrutes The second or any other pass (176 or 178, respectively) over the mapping area (118) may be collected with the sinusoidal sail route

(116) senterlinje (123) anordnet i en vinkel med senterlinjen for en foregående sinusformet seilingsrute. Denne vinkelen kan ha en hvilken som helst størrelse, men 30, 45, 60 eller 90 grader foretrekkes for å lette prosesseringen. Som et eksempel kan tre gjennomløp utføres med senterlinjen for hvert gjennomløp anordnet med 60 grader på senterlinjen for det foregående gjennomløp som anskueliggjort i figur 10d for et fartøy (114) som sleper en enkelt hydrofonkabel (120) for å oppnå en bred asimutinnsamling. I utførelsen som anskueliggjøres i figur 10e, utføres to gjennomløp over kastleggingsområdet med senterlinjen for hvert gjennomløp anordnet 90 grader på senterlinjen for det foregående gjennomløp ved bruk av et fartøy (114) som sleper flere hydrofonkabler (120) for å oppnå en rik asimutinnsamling. (116) centerline (123) arranged at an angle with the centerline of a preceding sinusoidal sailing route. This angle can be any size, but 30, 45, 60 or 90 degrees are preferred for ease of processing. As an example, three passes can be performed with the centerline of each pass arranged at 60 degrees to the centerline of the previous pass as illustrated in Figure 10d for a vessel (114) towing a single hydrophone cable (120) to achieve a wide azimuth acquisition. In the embodiment illustrated in Figure 10e, two passes are made over the casting area with the centerline of each pass positioned 90 degrees to the centerline of the previous pass using a vessel (114) towing multiple hydrophone cables (120) to achieve a rich azimuthal collection.

I en annen, alternativ utførelse som er anskueliggjort i figur 11, brukes to kildefartøyer, hvor et andre kildefartøy (180) kjører foran, eller fortrinnsvis, bak det første kildefartøy (182). I denne utførelse kjører det andre kildefartøy en "omvendt sinusformet" eller cosinus av banen som det første kildefartøy seiler, slik at det andre kildefartøys sinusformede seilingsrute er en halv bølgelengde ute av fase med det første kildefartøys sinusformede seilingsrute. Ved bruk av dette arrangement tillates det at mer fullstendig dekning oppnås uten behov for forsatte etterfølgende gjennomløp for å fullføre innsamlingen som beskrevet ovenfor vedrørende figur 7. Ved bruk av arrangementet ifølge figur 11, forskyves det andre gjennomløp (176) og hvert etterfølgende gjennomløp (178) fra det første gjennomløp (174) eller et foregående gjennomløp langs lengden av kartleggingsområdet med en distanse som er lik to ganger amplituden til den sinusformede seilingsrute (116) som overflatefartøyet (114) seiler under det første gjennomløp (174) eller et foregående gjennomløp. In another, alternative embodiment which is visualized in figure 11, two source vessels are used, where a second source vessel (180) runs in front of, or preferably, behind the first source vessel (182). In this embodiment, the second source vessel runs a "reverse sinusoidal" or cosine of the path that the first source vessel sails, such that the second source vessel's sinusoidal course is half a wavelength out of phase with the first source vessel's sinusoidal course. Using this arrangement allows more complete coverage to be achieved without the need for continued subsequent passes to complete collection as described above with respect to Figure 7. Using the arrangement of Figure 11, the second pass (176) and each subsequent pass (178) are offset ) from the first pass (174) or a preceding pass along the length of the mapping area by a distance equal to twice the amplitude of the sinusoidal sailing route (116) that the surface vessel (114) sails during the first pass (174) or a preceding pass.

Med henvisning til figurene 12a og 12b, kan det andre eller hvilket som helst etterfølgende gjennomløp (henholdsvis 176 eller 178) over kartleggingsområdet (118) innsamles ved bruk av flere kildefartøyer, hvor et andre kildefartøy (180) kjører en sinusformet seilingsrute (184) som har sin senterlinje (123) anordnet i en vinkel med senterlinjen (186) til den sinusformede seilingsrute som kjøres av det første kildefartøy (182). Denne vinkel kan ha en hvilken som helst verdi, men 30, 45, 60 eller 90 grader foretrekkes av prosesseringshensyn. Som eksempel kan to gjennomløp utføres hvor det andre kildefartøy (180) kjører en sinusformet seilingsrute (184) som har sin senterlinje (123) anordnet i en vinkel på 60 grader med senterlinjen (186) til den sinusformede seilingsrute som kjøres av det første kildefartøy (182) som vist i figur 12a eller anordnet i en vinkel på 90 grader som vist i figur 12b for å oppnå en flerasimut innsamling ved bruk av to kildefartøyer. I disse utførelser gjør de første eller andre fartøyer (henholdsvis 180 eller 182) også tjeneste som overflate fartøy Referring to Figures 12a and 12b, the second or any subsequent pass (176 or 178, respectively) over the mapping area (118) may be collected using multiple source vessels, where a second source vessel (180) runs a sinusoidal sailing route (184) which has its centerline (123) arranged at an angle with the centerline (186) of the sinusoidal sailing route traveled by the first source vessel (182). This angle can be any value, but 30, 45, 60 or 90 degrees are preferred for processing reasons. As an example, two passes can be performed where the second source vessel (180) runs a sinusoidal sailing route (184) which has its centerline (123) arranged at an angle of 60 degrees with the centerline (186) of the sinusoidal sailing route run by the first source vessel ( 182) as shown in figure 12a or arranged at an angle of 90 degrees as shown in figure 12b to achieve a multi-azimuth collection using two source vessels. In these embodiments, the first or second vessels (respectively 180 or 182) also serve as surface vessels

(114) som sleper én eller flere hydrofonkabler (ikke vist i figur 12a og 12b av klarhetshensyn). (114) which tows one or more hydrophone cables (not shown in figures 12a and 12b for reasons of clarity).

En hovedfordel ved den foreliggende oppfinnelse er at en enkelt hydrofonkabel kan slepes (i motsetning til de mer komplekse og kostbare 3D flerhydrofonkabelgrupper ifølge kjent teknikk) bak et fartøy og innsamlede data ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte kan brukes til å skape en 3-dimensjonal strukturell fremstilling av de underjordiske formasjoner på grunn av at offsetene har både en langslinje-komponent og en tverrlinjekomponent. Når en enkelt hydrofonkabel brukes, samles mindre informasjon ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte sammenliknet med å gjennomføre en konvensjonell kjent teknikks 3D kartlegging, men kostnadene i tilknytning til leie av et større og mer kostbart fartøy som kreves for å slepe store 3D flerhydrofonkabelgrupper unngås. En annen klar fordel er evnen til å dekke et kartleggingsområde på kort tid, noe som slik resulterer i et mye mindre helse-, miljø- og sikkerhetsstempel. Det må imidlertid forstås at flere hydrofonkabler kan brukes for innsamling av seismikkdata ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte i stedet for å bruke en enkelt hydrofonkabel, hvor den gevinst at mer data samles inn må veies opp mot tilleggskostnaden og -støyen som genereres når flere hydrofonkabler slepes. A main advantage of the present invention is that a single hydrophone cable can be towed (as opposed to the more complex and expensive 3D multi-hydrophone cable groups according to the prior art) behind a vessel and data collected using the method of the present invention can be used to create a 3-dimensional structural representation of the underground formations due to the fact that the offsets have both a longitudinal component and a transverse component. When a single hydrophone cable is used, less information is collected using the method of the present invention compared to carrying out a conventional known technique's 3D mapping, but the costs associated with renting a larger and more expensive vessel required to tow large 3D multi-hydrophone cable groups are avoided. Another clear advantage is the ability to cover a survey area in a short time, which thus results in a much smaller health, environmental and safety stamp. However, it must be understood that multiple hydrophone cables can be used for collecting seismic data using the method of the present invention instead of using a single hydrophone cable, where the benefit of more data being collected must be weighed against the additional cost and noise generated when multiple hydrophone cables towed.

Den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte og system tilveiebringer, når den/det brukes, et datasett som er mer formålstjenlig enn en inline 2D seismisk kartleggingstilnærming, men mindre fullstendig enn et datasett innsamlet ved gjennomføring av en konvensjonelle 3D seismisk kartlegging. Avhengig av det enkelte arrangement som velges, er kostnaden ved bruk av marin seismikkinnsamling ved hjelp av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte og system sammenliknbar med 2D seismisk kartleggingstilnærming og ikke så kostbar og tidkrevende som gjennomføring av en 3D seismisk kartlegging. Det lavfolds datasett som innsamles ved bruk av den foreliggende oppfinnelses fremgangsmåte er spesielt nyttig for storskala sonderings-formål. The method and system of the present invention, when used, provides a data set that is more expedient than an inline 2D seismic mapping approach, but less complete than a data set collected by performing a conventional 3D seismic mapping. Depending on the individual arrangement chosen, the cost of using marine seismic acquisition using the method and system of the present invention is comparable to 2D seismic mapping approach and not as expensive and time-consuming as carrying out a 3D seismic mapping. The low-fold data set collected using the method of the present invention is particularly useful for large-scale probing purposes.

Selv om bare noen få utførelser av denne oppfinnelse er beskrevet detaljert ovenfor, vil fagfolk lett forstå at mange modifikasjoner er mulige uten å avvike fra denne oppfinnelses lære og fordeler. Alternativt kan havbunnskabelen legges ut i en sinusformet konfigurasjon mens kildefartøyet seiler langs en sinusformet seilingsrute en halv bølgelengde ute av fase med havbunnskabelens sinusformede konfigurasjon. I henhold hertil tilsiktes alle slike modifikasjoner å innbefattes innen denne oppfinnelses omfang. Although only a few embodiments of this invention have been described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that many modifications are possible without departing from the teachings and advantages of this invention. Alternatively, the submarine cable can be laid out in a sinusoidal configuration while the source vessel sails along a sinusoidal sailing route half a wavelength out of phase with the submarine cable's sinusoidal configuration. Accordingly, all such modifications are intended to be included within the scope of this invention.

Claims

1. Method for collecting marine seismic data using an acoustic source to generate an acoustic signal, where part of the signal is reflected as a seismic signal at one or more subsurface formation boundaries, the method comprising: a) sailing a surface vessel along a sinusoidal sailing route that lies over a survey area while the vessel tows a seismic hydrophone cable, wherein the sinusoidal sailing route has a sinusoidal configuration defined by an amplitude and a wavelength, and wherein the hydrophone cable includes several hydrophones to receive the reflected part of the acoustic signal, characterized in that the hydrophone cable follows the configuration of the sinusoidal course while seismic data is being collected, where the hydrophone cable has a length at least equal to the distance, measured along the sinusoidal course, that the surface vessel travels when sailing along one full wavelength of the configuration.

2. Method for collecting marine seismic data according to claim 1, characterized in that the method also comprises: b) dividing a mapping area using a grid to form several cells; c) collecting the seismic signals using the multiple cells; and d) repeating step a) to populate each cell with seismic data, wherein an offset spectrum associated with each event varies between adjacent cross-line and long-line cells.

3. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the source is generated from the surface vessel.

4. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the hydrophone cable is one of several hydrophone cables that are towed along a sinusoidal sailing route by a surface vessel, and where each hydrophone cable is separated from each neighboring hydrophone cable by a distance that is in the region of 100 to 400m.

5. Method according to any one of claims 1 to 4, characterized in that the amplitude is within one of the following ranges: - 200 to 1600 meters; - 800 to 1600 meters; or - 400 to 1200 meters.

6. Method according to any one of claims 1 to 5, characterized in that at least one of the wavelength and the amplitude is uniform during each pass over the mapping area.

7. Method according to any one of claims 2 to 6, characterized in that the surface vessel completes a first or a preceding pass over the mapping area; and that steps a) to d) are repeated when the surface vessel completes a second or subsequent pass over the survey area.

8. Method according to claim 7, characterized in that a second or a subsequent pass is shifted, in relation to a first or a previous pass along the length of the mapping area, by a distance equal to the amplitude of the sinusoidal configuration of the first or the previous pass.

9. Method according to claim 7 or 8, characterized in that a second or a subsequent pass is shifted, in relation to a first or a previous pass over the width of the mapping area, by one quarter of the wavelength of the sinusoidal configuration.

10. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that a second or a subsequent pass over the mapping area is collected while the centerline of the sinusoidal configuration of the second or the subsequent pass is arranged at an angle to the centerline of a first or a previous pass over the mapping area.

11. Method according to claim 10, characterized in that the angle is selected from the group consisting of: 30, 45, 60 or 90 degrees.

12. Method according to any one of claims 1 to 10, characterized in that at least three passes over the mapping area are performed while the center line of each of the at least three passes is arranged at 60 degrees in relation to the center line of another of the at least three passes.

13. Method according to any one of claims 1 to 10, characterized in that at least two passes over the mapping area are performed while the center line of each of the at least two passes is arranged at 90 degrees in relation to the center line of another of the at least two passes.

14. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the source is one of several sources; and that one of the several sources transmits a signal from a surface vessel sailing along a nominal, rectilinear sailing route, while another of the several sources transmits a signal from a surface vessel sailing along a sinusoidal sailing route.

15. Method according to any one of claims 1 to 13, characterized in that the source vessel is one of a first source vessel and a second source vessel; and that the second source vessel follows a cosine of the path followed by the first source vessel, so that the sinusoidal sailing route of the second source vessel is half a wavelength out of phase in relation to the sinusoidal configuration of the first source vessel.

16. Method according to claim 15, characterized in that a second or a subsequent pass is shifted, in relation to a first or a previous pass along the length of the mapping area, by a distance that is equal to twice the amplitude of the sinusoidal sailing route as the first or the second source vessel follows during the first pass or a previous pass.

17. Method according to claim 15, characterized in that a second or a subsequent pass over the mapping area is collected by using several source vessels, while a second source vessel follows a sinusoidal sailing route which has its centerline arranged at an angle in relation to the centerline of the sinusoidal sailing route which the first source vessel follows.

18. Method according to claim 17, characterized in that the angle is selected from the group consisting of: 30, 45, 60 or 90 degrees.

19. Method according to claim 17 or 18, characterized in that the first or second source vessel is the surface vessel.

20. Method for carrying out a seismic survey of a geological structure within a survey area, where the method comprises the following steps: a) emitting an acoustic source signal from a source; b) measuring a response signal at each of the plurality of hydrophones arranged in a hydrophone cable in the mapping area, the response signal indicating an interaction between the source signal and the geological structure; c) logging the orientation and position of the source relative to the multiple hydrophones; and d) collecting multiple response signals for a range of source/hydrophone pairs to provide a mapping data set, characterized in that the method comprises arranging both the source and the multiple hydrophones in a sinusoidal configuration having an amplitude and a wavelength relative to a nominal , rectilinear sailing route, whereby the mapping data set includes a variable offset spectrum in both the longitudinal and transverse directions; and that the hydrophone cable has a length at least equal to the distance, measured along the sinusoidal sailing route, that the surface vessel travels when sailing along one full wavelength of the configuration.

21. Method according to claim 20, characterized in that the source is generated from the surface vessel.

22. Method according to claim 20 or 21, characterized in that the hydrophone cable is one of several hydrophone cables which are towed by a surface vessel along a sinusoidal sailing route; and that each hydrophone cable is separated from each neighboring hydrophone cable by a distance in the range of 100 to 400m.

23. Method according to any one of claims 20 to 22, characterized in that the amplitude is within one of the following ranges: - 200 to 1600 meters; - 800 to 1600 meters; or - 400 to 1200 meters.

24. Method according to any one of claims 20 to 23, characterized in that at least one of the wavelength and the amplitude is uniform during each pass over the mapping area.

25. A method according to any one of claims 20 to 24, characterized in that the surface vessel completes a first or a previous pass over the mapping area; and that steps a) to d) are repeated when the surface vessel completes a second or subsequent pass over the survey area.

26. Method according to any one of claims 20 to 25, characterized in that a second or a subsequent pass is shifted, in relation to a first or a previous pass along the length of the mapping area, by a distance equal to the amplitude of the sinusoidal configuration of the first or previous pass.

27. Method according to claim 26, characterized in that a second or a subsequent pass is shifted, in relation to a first or a previous pass over the width of the mapping area, by one quarter of the wavelength of the sinusoidal configuration.

28. A method according to any one of claims 20 to 25, characterized in that a second or a subsequent pass over the mapping area is collected while the centerline of the sinusoidal configuration of the second or the subsequent pass is arranged at an angle to the centerline of a first or a previous pass over the mapping area.

29. Method according to claim 28, characterized in that the angle is selected from the group consisting of: 30, 45, 60 or 90 degrees.

30. Method according to any one of claims 20 to 28, characterized in that at least three passes over the mapping area are performed while the center line of each of the at least three passes is arranged at 60 degrees in relation to the center line of another of the at least three passes.

31. Method according to any one of claims 20 to 28, characterized in that at least two passes over the mapping area are carried out while the center line of each of the at least two passes is arranged at 90 degrees in relation to the center line of another of the at least two passes.

32. Method according to any one of claims 20 to 31, characterized in that the source is one of several sources; and that one of the several sources transmits a signal from a surface vessel sailing along a nominal, rectilinear sailing route, while another of the several sources transmits a signal from a surface vessel sailing along a sinusoidal sailing route.

33. Method according to any one of claims 20 to 31, characterized in that the source vessel is one of a first source vessel and a second source vessel; and that the second source vessel follows a cosine of the path followed by the first source vessel, so that the sinusoidal sailing route of the second source vessel is half a wavelength out of phase in relation to the sinusoidal configuration of the first source vessel.

34. Method according to claim 33, characterized in that a second or a subsequent passage is shifted, in relation to a first or a preceding passage along the length of the mapping area, by a distance equal to twice the amplitude of the sinusoidal sailing route followed by the first or second source vessel during the first pass or a previous pass.

35. Method according to any one of claims 20 to 34, characterized in that a second or a subsequent pass over the mapping area is collected using several source vessels, while a second source vessel follows a sinusoidal sailing route having its centerline arranged at an angle to to the centerline of the sinusoidal sailing route followed by a first source vessel.

36. Method according to claim 35, characterized in that the angle is selected from the group consisting of: 30, 45, 60 or 90 degrees.

37. Method according to claim 35 or 36, characterized in that the first or second source vessel is the surface vessel.

38. Method for planning a survey of an area which is believed to contain, or which is known to contain, an underground, hydrocarbon-bearing reservoir, characterized in that the method comprises the following steps: - creating a model of the area to be surveyed, which area includes a seabed, a rock formation containing a presumed hydrocarbon-bearing reservoir located below the seabed, and a body of water located above the seabed; to set values for the depth below the seabed of the presumed hydrocarbon reservoir as well as for material properties of the geological structure; and - performing a simulation of the method of collecting marine seismic data according to any one of claims 1 to 19.

39. Method for planning a survey of an area which is believed to contain, or which is known to contain, an underground, hydrocarbon-bearing reservoir, characterized in that the method includes the following steps: - creating a model of the area to be surveyed, which area includes a seabed, a rock formation containing a presumed hydrocarbon-bearing reservoir located below the seabed, and a body of water located above the seabed; - to set values for the depth below the seabed of the presumed hydrocarbon reservoir as well as for material properties of the geological structure; and - to carry out a simulation of the method for carrying out a seismic survey according to any one of claims 20 to 38.

40. A set of mapping data collected using the method of any one of claims 1 to 39.

41. Method for storing and using marine mapping data, characterized in that the method comprises the following steps: - obtaining a set of mapping data according to claim 40; and - analyzing the set of mapping data to provide information regarding a geological structure underlying a body of water.