NO328966B1 - Fremgangsmate for innsamling og behandling av data fra seismikkundersokelser ved bruk av havbunnskabler og streamere - Google Patents

Description

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

OPPFINNELSENS OMRÅDE

Oppfinnelsen vedrører generelt feltet seismikk-undersøkelser. Mer spesielt vedrører oppfinnelsen fremgangsmåter for innsamling og behandling av marinseismiske data for å bestemme geologiske strukturer under jordoverflaten.

BAKGRUNNSTEKNIKK

Seismikkundersøkelser er kjent på fagområdet for å bestemme strukturer i bergformasjoner under jordoverflaten. Seismikkundersøkelser omfatter generelt utplassering av en rekke seismikksensorer på jordoverflaten i et valgt mønster, og selektiv aktivering av en seismisk energikilde plassert nær seismikksensorene. Energikilden kan være et eksplosiv, en vibrator, eller for tilfellet av seismikkundersøkelser utført i havet ("marinseismikkundersøkelser"), én eller flere luftkanoner eller vannkanoner.

Seismikkenergi som utstråles fra kilden forplanter seg gjennom jordformasjonene inntil de når en akustisk impedansgrense i formasjonene. Akustiske impedansgrenser opptrer vanligvis der sammensetningen og/eller mekaniske egenskaper for jordformasjonen endrer seg. Slike grenser henvises til som "laggrenseflater". Ved en laggrenseflate reflekteres noe av seismikkenergien tilbake mot jordoverflaten, der den kan detekteres av én eller flere av seismikksensorene utplassert på overflaten. Seismisk signalbehandling kjent på fagområdet har som ett av flere formål å bestemme dybdene og de geografiske posisjonene for laggrenseflater under jordoverflaten. Dybden og posisjonen for laggrenseflåtene utledes fra forplantningstiden for seismikkenergien til laggrenseflåtene og tilbake til sensorene ved overflaten.

Marinseismikkundersøkelser kjent på fagområdet omfatter å ha et fartøy som sleper én eller flere seismiske energikilder, og det samme eller et annet fartøy sleper én eller flere "streamere". Streamere er kabler som har rekker av seismikksensorer. Vanligvis vil et seismikkfartøy slepe flere slike streamere arrangert for å være atskilt av en valgt lateral avstand fra hverandre i et mønster valgt for å muliggjøre relativt fullstendig bestemmelse av de geologiske strukturene under havbunnen i tre dimensjoner.

Sensorene som benyttes i streamere er vanligvis hydrofoner. Hydrofoner er en type sensorer som genererer et elektrisk signal eller optisk signal som tilsvarer en endring i trykk. Hydrofoner kjent på fagområdet omfatter en trans-duser, slik som et piezoelektrisk krystall, som danner en elektrisk spenning når den sammentrykkes. Registreringsutstyr plassert på seismikkfartøyet er operativt koplet til hydrofonene på streamerne og gjør en registrering med hensyn til tid etter aktivering av den ene eller flere luftkanoner for signalet dannet av hver av hydrofonene.

En annen type marinseismikkundersøkelser kjent på fagområdet omfatter plassering av kabler på havbunnen som har flere seismikksensorer i seg. Disse kablene er kjent på fagområdet som havbunnskabler ("OBC" eng.: Ocean Bottom Cables)). Ved seismikkundersøkelser som benytter OBCer, sleper et fartøy på vannoverflaten én eller flere seismiske energikilder, og signalene dannet av seismikksensorene i OBCene registreres.

OBCer kjent på fagområdet omfatter typisk hydrofoner som seismikksensorer, slik som streamere slept i vannet også gjør. Generelt sagt, så er marinseismikkundersøkelser utsatt for "ekkoeffekter" (eng.: "ghosting") i de detekterte seismikksignalene. Som det er kjent på fagomtrådet, danner vannoverflaten en akustisk impedansgrense med luften over, og reflekterer vanligvis en betydelig mengde av seismikkenergien fra "oppadgående" seismikkbølger (bølger som forplanter seg oppover mot vannoverflaten). Ekkoeffekter er et spesielt problem i OBC-undersøkelser fordi vanndybden vanligvis er slik at overflatereflekterte bølger er vanskelige å skille fra seismikkenergi som reflekteres fra laggrenseflåtene på grunnlag av ankomsttiden for energien ved seismikksensorene.

Det er kjent på fagområdet å inkludere geofoner eller andre typer av sensorer som reagerer på partikkelbevegelse (enten forskyvning, hastighet eller akselerasjon) i OBCene. Årsaken til at hastighets- eller bevegelsesfølsomme sensorer inkluderes i OBCene er at disse sensorene ikke bare reagerer på størrelsen av partikkelbevegelsen, men også på dens retning. For eksempel omfatter geofoner en wirekveil opphengt i nærheten av en magnet. Kveilen er opphengt slik at den vil bevege seg når geofonen flyttes i reaksjon på seismikkenergi som ankommer ved geofonen. En spenning dannes av kveilen som er relatert til hastigheten som geofonen flytter seg med nær magneten. Spenningens polaritet er relatert til retningen som geofonen flytter seg i. Det er derfor mulig å bestemme retningen som seismikkenergien ankommer fra ved geofonene. Ved å kombinere geofonsignalene med hydrofonsignalene, er det derved mulig å bestemme hvilke deler av de detekterte seismikksignalene som resulterer av oppadgående energi og hvilke deler som resulterer av "nedadgående" energi. Nedadgående energi resulterer av seismikkenergi som reflekteres av vannoverflaten.

Det er imidlertid relativt vanskelig og dyrt å ut-plassere OBCer. OBCer må fjernes fra havbunnen og omplasseres til nye valgte posisjoner langs havbunnen for å undersøke seismisk en annen del av det som er under overflaten. Hver gang OBCene omplasseres, må de geografiske posisjonene for seismikksensorene bli nøyaktig fastlagt for at strukturene under overflaten som utledes fra seismikkundersøkelsen kan bli ordentlig referert geografisk. Geografisk dekning ved bruk av slepte streamere er mye mer effektivt på grunn av den relative letthet som streamerne kan bli flyttet gjennom vannet med, og fordi streamerne er plassert nær vannoverflaten, kan deres momentane geografiske posisjon bestemmes ved å bruke satellittbaserte systemer slik som mottakere for et globalt posisjoneringssystem ("GPS"). Det er derfor ønskelig å ha en fremgangsmåte for innsamling av seismikk-undersøkelsesdata som drar fordel av den geografiske dekningsevnen for slepte streamere, med de mer ekkoeffektfrie bildene som kan oppnås ved bruk av OBCer.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

I én utførelsesform omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for marinseismikkundersøkelser der en oppadgående komponent og en nedadgående komponent for et seismikk-bølgefelt bestemmes ved et første sted på sjøbunnen. Det seismiske bølgefeltet bestemmes også for en plassering av en seismikkstreamer i hovedsak over stedet på havbunnen. De bestemte oppadgående og nedadgående komponentene av bølge-feltet bestemt for stedet på havbunnen benyttes til å bestemme en separasjonsoperator. Når den benyttes på seismikkbølgefeltet bestemt ved streamerens posisjon, gir separasjonsoperatoren et estimat av minst én av en oppadgående komponent og en nedadgående komponent for seismikk-bølgefeltkomponenten bestemt for streamerposisjonen.

I en annen utførelsesform omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for marinseismikkundersøkelser der et seismikksignal dannes i et vannlegeme, og seismikksignaler resulter-ende fra det genererte signalet detekteres med en bevegelsessensor og en trykksensor plassert ved en sted på bunnen av nevnte vannlegeme, og med sensorer plassert i minst én streamerkabel som slepes i nevnte vannlegeme nær stedet der nevnte sensorer er plassert på bunnen av nevnte vannlegeme. Signaler detektert av sensorene på bunnen av vannlegemet benyttes til kalibrering av seismikksignalene detektert med sensorene plassert i streamerkabelen.

Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil være åpenbare fra den følgende beskrivelse og de vedføyde kravene.

KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE

Figur 1 viser et eksempel på innsamling av marin-seismikksignaler i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 2 viser et eksempel på innsamling av marin-seismikksignaler i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 3 viser et flytskjema for én utførelsesform av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen. Figur 4 viser et flytskjema for en annen utførelsesform av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen. Figur 5 viser et flytskjema for nok en annen utførelses-form av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen.

DETALJERT BESKRIVELSE

Et eksempel på et datainnsamlingssystem for marin-seismikk og en fremgangsmåte som kan benyttes med utførelses-formene av oppfinnelsen vises generelt på Figur 1. Et seismikkfartøy 10 vises slepende en streamer 12 som har sensorer, vanligvis hydrofoner, 12A-12J plassert ved kjente romlig atskilte posisjoner langs streameren 12. Fartøyet 10 på Figur 1 sleper også en seismikkenergikilde 14. I noen utfoørelsesformer er seismikkenergikilden 14 en rekke av luftkanoner.

En havbunnskabel ("OBC") 16 vises plassert på havbunnen 24 ved en posisjon i hovedsak direkte under streamerens posisjon 12. Når OBCen 16 er plassert direkte under streameren 12, vil OBCen 16 detektere seismikksignaler relatert til i hovedsak de samme strukturene under overflaten som signalene detektert av hydrofonene 12A-12J på streameren 12.

OBCen 16 omfatter seismikksensorer 16A-16J på denne ved kjente romlig atskilte posisjoner. Som det er kjent på fagområdet, omfatter sensorene 16A-16J på OBCen 16 vanligvis både hydrofoner og geofoner. Signaler detektert ved hver av sensorene 16A-16J kan sendes til en registreringsanordning 18 for senere behandling som det vil bli videre forklart. Vanligvis vil signaler som detekteres av streamerhydrofoner 12A-12J bli overført og registrert av registreringsutstyr 11 på seismikkfartøyet 10. Metoden for registrering og/eller overføring av signaler fra de forskjellige sensorene, omfattende streamerhydrofoner 12A-12J og OBC-sensorer 16A-16J vist på Figur 1, er bare ment å tjene som et eksempel på hvordan seismikksignaler kan bli innsamlet for oppfinnelsens formål og er ikke ment å begrense oppfinnelsens omfang.

Registreringsutstyret 11 omfatter et system (ikke vist separat på Figur 1) for selektiv aktivering av seismikkenergikilden 14, og for registrering av detekterte signaler, tidsindeksert med hensyn på aktiveringen av kilden 14. Denne tidsregistreringen er referansen som signalene detektert av OBC-sensorene 16A-16H og streamer hydrofonene 12A-12J er indeksert med, slik det er velkjent på fagområdet. Registreringsutstyret 11 kan også omfatte midler for å motta data (ikke vist) fra registreringsanordningen 18.

Når seismikkenergikilden 14 aktiveres, forplanter seismisk energi seg i hovedsak nedover gjennom vannet 22, som vist ved 30. Den nedadgående seismikkenergien 30 reflekteres delvis av akustiske impedansgrenser under havbunnen 24, slik som den som er vist ved 26 på Figur 1. Reflektert energi, vist ved 34, forplanter seg oppover ("oppadgående seismisk energi") og detekteres av én eller flere av OBC-sensorene 16A-16J. Som vist ved 34, fortsetter energien å vandre oppover gjennom vannet 22 og detekteres av én eller flere av streamerhydrofonene 12A-12J.

Noe av den oppadgående seismikkenergien 34 reflekteres fra vannoverflaten 20, som forklart i seksjonen Bakgrunnsteknikk, fordi vannoverflaten 20 danner en akustisk impedansgrense med luften 21 over. Energi reflektert fra vannoverflaten 20 vises ved 36 på Figur 1 og detekteres av OBC-sensorene 16A-16J og av hydrofonene 12A-12J.

Det skal forstås at seismikkenergien forplanter seg i hovedsak sfærisk fra en punktkilde og fra et refleksjons-punkt, og at seismikkenergiens forplantningsbaner vist på Figur 1 bare er for i1lustrasjonsformål. Slik det er kjent på fagområdet, kan signaler fra flere av sensorene 16A-16J og hydrofonene 12A-12J summeres eller "stakkes" etter passende korreksjon for den totale forplantningsbanens lengde for å øke den utnyttbare signalamplituden som tilsvarer valgte posisjoner langs impedansgrensen 26. Stakkingsmetoder kjent på fagområdet omfatter for eksempel felles dybde punkt (CDP, eng.: "Common Depth Point") og felles midtpunkt (CMP, eng.:"Common Mid Point").

Arrangementet av seismikkilde 14, streamer 12 og OBC 16 vist på Figur 1 er bare ment for å illustrere prinsippet ved oppfinnelsen. Slik det er velkjent på fagområdet, kan typiske arrangementer for marin datainnsamling omfatte tilleggsvise fartøyer (ikke vist) som sleper seismikkilder i tillegg til kilden vist som 14. Seismikkilden eller kildene kan også slepes av et annet fartøy enn fartøyet som sleper streamerne. Slik det også er kjent på fagområdet, vil vanlige seismikk-fartøyer slepe flere streamere arrangert i en lateralt romlig atskilt rekke slik at seismikksignalene raskt og effektivt kan bli oppsamlet svarende til et relativt stort areal av det som befinner seg under overflaten.

Etter å ha vist marinseismisk datainnsamling ved generelle begreper, vil nå en fremgangsmåte for behandling av seismikkdata ifølge oppfinnelsen bli forklart. Signalene detektert av OBC-sensorene 16A-16J kan først bli behandlet, etter innsamling av dataene lagret i registreringsinnret-ningen 18, for i hovedsak å redusere effektene av reflektert energi ved vannoverflaten (henvist til som vannoverflate-multipler). Å inkludere geofoner i OBC-sensorene 16A-16H muliggjør, som tidligere forklart, reduksjon av effekten av vannoverflatemultipiene fordi den nedadgående reflekterte energien, slik som vist ved 36, vil forårsake en respons i hydrofonene (ikke vist separat) som har den omvendte polariteten i forhold til hydrofonresponsen på den oppadgående energien 34.

Uttrykt matematisk, kan et totalsignal som omfatter både direkte ankommende og reflektert energi, det totale signalet kalt et "bølgefelt", detektert av hydrofonene i OBC-sensorene 16A-16J representeres ved den funksjonelle notasjonen H( x, y, zf, t), der x og y representerer koordinatene i forhold til den geografiske posisjonen til hver enkelt hydrofon, zf representerer dybden i vannet for hver hydrofon, og t representerer tid, typisk indeksert med hensyn til aktiveringstid for den seismiske energikilden 14. På samme vis kan G( x, y, zf, t) benyttes til å representere det detekterte bølgefeltet for hver geofon i sensorene OBC 16A-16J. Det er kjent på fagområdet at bølgefeltene ved hver av hydrofonene og geofonene er relatert til hverandre, eller uttrykt matematisk:

Fremgangsmåter for å bestemme forholdsfaktoren k er kjent på fagområdet. For enkelhet av forklaringen som følger, vil det bli antatt at forholdsfaktoren allerede har blitt tatt hensyn til og at hydrofonbølgefeltet, H( x, y, xf, t), er lik geofonbølgefeltet, G( x, y, zf, t). Som vanlig betraktes fortegnet på trykkenergisignalet som negativt dersom det er i en nedadgående del av det totale bølgefeltet, og det betraktes som positivt dersom det er i en oppadgående del av det totale bølgefeltet. I dette tilfellet er summen av hydrofonsignalet og geofonsignalet null for de nedadgående signalkomponentene, og lik to ganger den faktiske signalamplituden for de oppadgående signalkomponentene. Derfor har et totalt bølgefelt detektert ved havbunnen 24, representert ved F, en oppadgående komponent, Fu, som kan representeres av uttrykket:

Det totale bølgefeltet har også en tilsvarende nedadgående kompoent, Fd, som kan representeres ved uttrykket:

Det totale bølgefeltet F er summen av de oppadgående Fu og nedadgående Fd bølgefeltkomponenter, som vist i det følgende uttrykket:

I eksempelinnsamlingssysternet vist på Figur 1 er det totale bølgefeltet detektert av streamerhydrofonene 12A, representert ved S, lik det totale bølgefeltet F detektert av OBC-sensorene 16A-16J, ved at det totale streamerbølgefeltet S omfatter både oppadgående og nedadgående komponenter, som vist i det følgende uttrykk:

Forskjeller mellom bølgefeltene detektert av OBC-sensorene og av streamerhydrofonene, F og S, henholdsvis, oppstår fra det faktum at signalene detektert av OBC-sensorene og av streamerhydrofonene registreres ved forskjellige vanndybder, og registreres som et resultat i forskjellige omkringliggende miljøfaktorer. Slike faktorer omfatter for eksempel avstanden gjennom vannet mellom seismikkenergikilden 14 og de enkelte sensorene, vann-temperaturen og det hydrostatiske trykket, og avstanden mellom hver sensor og den bestemte impedansgrensen, slik som vannoverflaten 20, og grenseflaten 26 i det som befinner seg under overflaten.

I utførelsesformer av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen bestemmes en forplantningsoperator, 0, i generell forstand, ved å sammenligne det streamerdetekterte bølgefeltet S med det OBC-detekterte bølgefeltet F. Forplantningsoperatoren er et matematisk uttrykk som, når benyttet på de OBC-detekterte signalene danner et signal som er i hovedsak det samme som de streamer-detekterte signalene. Bestemmelsen av forplantningsoperatoren kan forklares som følger. En forplantningsoperator for oppadgående komponenter, Ou, kan bestemmes, som, når anvendt på den oppadgående komponenten av bølgefeltet ved havbunnen, Fu, vil danne et signal som er ekvivalent til den oppadgående komponenten av streamerbølgefeltet, Su. En lignende forplantningsoperator kan bestemmes kan bestemmes for de nedadgående komponentene av både havbunns- og streamerbølgefeltene. Forholdet mellom havbunns- og streamerbølgefeltkomponentene kan uttrykkes matematisk ved de følgende uttrykk.

Den oppadgående komponentoperatoren, 0UI kan antas å være i hovedsak den inverse av den nedadgående komponent-opera tor en, uttrykt som:

De oppadgående og nedadgående komponentene for streamerbølgefeltet kan da uttrykkes som:

Forplantningsoperatoren, O, (i form av den oppadgående komponentoperatoren 0U og den nedadgående inverse komponent 0uinv) bestemmes når en forskjell mellom det målte streamer-bølgef el tet S, og en sum av den oppadgående komponentoperatoren 0U anvendt på den oppadgående komponenten av havbunnsbølgefeltet Fu og den nedadgående komponentoperatoren 0u'" v anvendt på den nedadgående komponenten av havbunnsbølge-feltet Fd er et minimum. Uttrykt matematisk:

Når forplantningsoperatoren, 0, er bestemt, er det så mulig å estimere den enkelte oppadgående bølgefeltet-komponent, Su, og nedadgående bølgefeltkomponent, Sd, av det totale streamerbølgefeltet, S, ved å anvende de passende komponentene av forplantningsoperatoren, 0U and 0dl henholdsvis, på de oppadgående Fu og nedadgående Fd bølgefeltkomponenter av det totale OBC-bølgefeltet F.

De oppadgående og nedadgående komponentene av streamer-bølgef el tet bestemt derved kan så bli benyttet til å bestemme en streamerbølgefeltseparasjonsoperator, P, ("separasjonsoperator") som separerer oppadgående og nedadgående komponenter av det totale streamerbølgefeltet, 5, uten videre henvisning til det OBC-detekterte bølgefeltet, F. For data innsamlet som vist på Figur 1, kan separasjonsoperatoren P bestemmes som oppadgående og nedadgående komponentoperatorer ifølge det følgende uttrykket slik at oppadgående og nedadgående komponenter av streamerbølgefeltet er i hovedsak lik de som beregnes ved å bruke komponentene av forplantningsoperatoren: eller alternativt uttrykt, separasjonsoperatoren bestemmes når en forskjell mellom de oppadgående og nedadgående streamerkomponentene beregnet ved bruk av separasjonsoperatoren og henholdsvis beregnet ved å bruke forplantningsoperatoren, når et minimum:

De samme oppadgående og nedadgående separasjonsoperator-komponentene, Pu og Pd, bestemt fra dataene innsamlet når streameren er i hovedsak direkte over OBCen og vist over i ligning (10) kan benyttes, i noen utførelsesformer, til å bestemme oppadgående, Su, og nedadgående Sd, bølgefelt-komponenter av det totale streamerbølgefeltet, S, innsamlet når streameren 12 er plassert annerledes enn direkte over OBCen 16. I slike utførelsesformer anvendes operator-komponentene Pu og Pd, bestemt som forklart ovenfor, på det totale streamerbølgefeltet målt når streameren 12 er posisjonert annerledes enn direkte over OBCen 16. Streamer-bølgefeltene kan innsamles annerledes enn direkte over OBCen ved bruk av en enkelt streamer posisjonert ved slike steder, eller kan innsamles ved bruk av flere streamere lateralt romlig atskilt fra hverandre, slik det vil bli forklart under med henvisning til Figurene 2, 3, 4 og 5. Ved å benytte separasjonsoperatorer beregnet som forklart ovenfor, kan oppadgående og nedadgående bølgefelter bestemmes for en seismikkundersøkelse ved bruk av streamere og et begresnet antall av OBCer. Antallet OBCer for et bestemt undersøkelses-område kan bli vesentlig redusert fra det antallet som ville være nødvendig for en undersøkelse som bare bruker OBCer. En eksempelutførelse av oppfinnelsen kan forklares med henvisning til illustrasjonen på Figur 2 og flytskjemaene på Figur 3, 4 og 5. Det vises først til Figur 2, der en OBC 16 kan bli plassert på havbunnen ved et første sted, indikert ved A. Et fartøy 10 som sleper flere streamere 12, for eksempel åtte streamere, gjennomløper en bane parallelt med beliggenheten av, og i hovedsak direkte over, posisjonen til OBCen 16. Fartøyet 10 kan så gjennomløpe tilleggsvise baner (ikke vist) i en retning parallelt med beliggenheten av OBCen 16, men lateralt forskjøvet fra plasseringen til OBCen 16. En størrelse for lateral offset for slike streamerbaner med hensyn til den første OBC-plasseringen A som vil gi akseptable data, kan behøve å bli bestemt for hver under-søkelse, og vil avhenge av variasjoner i den akustiske impedansen for det som befinner seg under overflaten.

En andre plassering for OBCen 16 er vist på Figur 2 ved B. Den andre plasseringen B av OBCen kan benytte den samme eller en annen OBC enn den som benyttes til å undersøke det første stedet A. Utførelsesformen vist på Figur 2 overveier bruk av en andre OBC 16A koplet til en andre registrerings-enhet 18A, men bruk av mer enn én OBC er ikke ment å begrense omfanget av oppfinnelsen. I andre utførelsesformer kan en enkelt OBC flyttes til forskjellige steder langs havbunnen. De som har kunnskaper på fagområdet vil forstå at fartøyet 10 også kan bevege seg langs baner normalt på eller som har andre forhold med hensyn til retningen som OBCen 16 ligger langs.

I noen utførelsesformer, kan data fra OBCen 16 registert ved det første stedet A benyttes til å bestemme en første forplantningsoperator 0 og en tilknyttet separasjonsoperator P. Data fra OBCen 16A registrert ved det andre stedet B kan benyttes for å bestemme en andre forplantningsoperator 0 og en separasjonsoperator P i sammenheng med den.

Det vises så til Figur 3 der data innsamles, ved 40, av både OBCen og av streamerne som forklart ovenfor med hensyn til Figur 2. Ved 42 separeres oppadgående og nedadgående komponenter av OBC-dataene ved bruk av teknikker som er kjent på fagområdet. Ved 44 gjøres et utgangsestimat for oppadgående og nedadgående første forplantningsoperatorkompo-nenter, som kan baseres på data innsamlet av én av streamerne plassert i hovedsak direkte over OBCen ved det første stedet (A på Figur 2). Ved 46 bestemmes en forbedret første forplantningsoperator når summen av de forplantede oppadgående og nedadgående OBC-signalkomponentene som passer best til det totale streamerbølgefeltet, som forklart ovenfor med hensyn til ligning (9).

Ved 48 bestemmes første separasjonsoperatorkomponenter slik at den oppadgående streamerbølgefeltkomponenten beregnet ved å benytte den oppadgående separasjonsoperatoren på streamerbølgefeltet i hovedsak svarer til den oppadgående streamerbølgefeltkomponenten beregnet ved å anvende den oppadgående forplantningsoperatorkomponenten på den oppadgående OBC bølgefeltkomponenten. På samme vis beregnes den nedadgående separasjonsoperatorkomponenten slik at den nedadgående streamerbølgefeltkomponenten beregnet ved å anvende den nedadgående separasjonsoperatoren på streamer-bølgefeltet i hovedsak svarer til den nedadgående streamer-bølgef eltkomponenten beregnet ved å benytte den nedadgående forplantningsoperatorkomponenten på den nedadgående OBC-bølgefeltkomponenten. Ved 50, benyttes de første separasjons-operatorkomponentene til å bestemme oppadgående og nedadgående komponenter av streamerdata innsamlet ved andre steder enn direkte over den første plasseringen av OBCen (A på Figur 2) .

Med henvisning til Figur 4 sjekkes, i noen utførelses-former, vist ved 58, en sum av de beregnede oppadgående og nedadgående streamerkomponentene beregnet ved å bruke komponentseparasjonsoperatorene, med hensyn til det målte totale streamerbølgefeltet oppnådd ved den bestemte streamerplasseringen som blir evaluert. Dersom en forskjell mellom de summerte oppadgående og nedadgående streamer-signalkomponentene og det målte streamersignalet er under en valgt feilterskel, kan de oppadgående og nedadgående komponentene av streamerbølgefeltene beregnet for dette stedet bli benyttet, som indikert ved 60.

Dersom feilterskelen overskrides, kan separasjonsoperatoren bli interpolert basert på mellomposissjonen for streameren med hensyn på det første stedet (A på Figur 2) og en andre OBC-plassering (for eksempel B på Figur 2) som vist ved 52. Interpolasjon kan utføres ved interpolering mellom separasjonsoperatoren bestemt for det første stedet (A på Figur 2) og separasjonsoperatoren bestemt for den andre plasseringen (B på Figur 2). Oppadgående og nedadgående komponenter av den interpolerte separasjonsoperatoren kan benyttes for å bestemme oppadgående og nedadgående komponenter av streamerbølgefeltene målt ved mellom-posisjonen, som vist ved 56. I noen utførelsesformer kan interpolasjonen være lineær og relatert til streamerposisjonen med hensyn til både den første (A på Figur 2) og den andre (B på Figur 2) OBC-plasseringen. Interpolasjons-prosedyrer som kan benyttes i slike utførelsesformer av oppfinnelsen er kjent på fagområdet.

Med henvisning til Figur 5, kan alternativt, ved 52, separasjonsoperatoren for en hvilken som helst valgt streamerposisjon, plassert ved en mellomposisjon med hensyn til den første OBC-plasseringen og den andre OBC-plasseringen, bli interpolert mellom de to OBC-plasseringene uten å bestemme en feil mellom det målte streamerbølgefeltet og summen av de beregnede oppadgående og nedadgående streamerbølgefeltkomponentene. Oppadgående og nedadgående komponenter av den interpolerte separasjonsoperatoren benyttes så for å bestemme oppadgående og nedadgående komponenter av streamerbølgefeltene målt ved mellom-posisjonen, som vist ved 56.

Interpolasjon som forklart ovenfor kan benyttes mellom hvilke som helst to tilleggsvise OBC-plasseringer innenfor et bestemt undersøkelsesområde. Som forklart ovenfor, kan det være nødvendig å beregne antallet OBC-plasseringer som kreves for et bestemt undersøkelsesområde for hver undersøkelse og vil avhenge av slike faktorer som den akustiske impedansen for det som er under overflaten.

Utførelsesformer av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen kan forbedre effektiviteten av innsamlingen ved bruk av havbunnskabler ved å redusere den nødvendige under-søkelsestettheten for OBC-dataene for et bestemt under-søkelsesområde. Reduksjon av OBC-undersøkelsestettheten kan redusere tiden og anstrengelsen som er nødvendig for å plassere og nøyaktig lokalisere sensorene på OBCen.

Claims (12)

1. Fremgangsmåte for seismikkundersøkelse i en vannmasse, omfattende: - deteksjon av et seismikksignal i en vannmasse ved hjelp av en bevegelsessensor og en trykksensor ved en første plassering på bunnen av vannmassen; - deteksjon av seismikksignaler i vannmassen vha trykk-sensorer plassert i minst en streamerkabel som taues i vannmassen nær nevnte plassering på bunnen av vannmassen; karakterisert ved- bruk av nevnte signaler detektert av nevnte sensorer plassert på bunnen til vannmassen for kalibrering av nevnte seismikksignaler detektert av trykksensorene plassert i nevnte minste ene streamerkabel.

2. Fremgangsmåte i følge krav 1, der bruk av nevnte signaler detektert av nevnte sensorer plassert på bunnen av vannmassen, omfatter bestemmelse av en separasjonsoperator, der separasjonsoperatoren er bestemt slik at når den anvendes på seismikksignalene detektert av nevnte sensorer plassert i nevnte minst ene streamerkabel, gir den et estimat av minst en oppadgående komponent og en nedadgående komponent av et seismisk bølgefelt.

3. Fremgangsmåte i følge krav 2, der kalibrering av nevnte seismikksignaler detektert med nevnte sensorer plassert i nevnte minst ene streamerkabel, omfatter anvendelse av separasjonsoperatoren på seismikksignalene detektert av sensorer plassert i nevnte minst ene streamerkabel for å estimere minst en av en oppadgående og en nedadgående bølgefeltskomponent av et seismisk bølgefelt.

4. Fremgangsmåte i følge krav 2, der bestemmelse av separasjonsoperatoren omfatter: - bestemmelse av en oppadgående bølgefeltkomponent og en nedadgående bølgefeltkomponent av nevnte seismikksignaler detektert ved nevnte første plassering på bunnen av vannmassen; og - anvendelse av nevnte bestemte oppadgående komponent og nedadgående komponent av det seismiske bølgefeltet til nevnte seismikksignaler detektert ved nevnte første på bunnen av vannmassen, og signaler detektert av sensorer plassert i en streamerkabel hovedsakelig direkte over nevnte første plassering på bunnen av vannmassen, for å bestemme separasj onsoperatoren.

5. Fremgangsmåte i følge krav 1, der nevnte seismikksignal detektert av sensorer plassert på bunnen av vannmassen, og nevnte seismikksignaler detektert med sensorer plassert i minst en streamerkabel, detekteres i hovedsak samtidig.

6. Fremgangsmåte for seismikkundersøkelser ifølge krav 1, omfattende: - anvendelse av signalene detektert av nevnte seismiske sensorer ved nevnte første plassering på havbunnen, for å beregne en oppadgående komponent og en nedadgående komponent av et seismisk bølgefelt ved nevnte første plassering på havbunnen; - anvendelse av en oppadgående propagasjonsoperator på nevnte oppadgående komponent ved nevnte første plassering på havbunnen for å generere et estimat av en oppadgående komponent av et bølgefelt registrert av en trykksensor i en streamer i vannet ved en første plassering i hovedsak direkte over den første plasseringen på havbunnen; - anvendelse av en nedadgående propagasjonsoperator på nevnte nedadgående komponent ved nevnte første plassering på havbunnen for å generere et estimat av en nedadgående komponent av nevnte bølgefelt ved nevnte første streamerplassering; - bestemmelse av forskjellen mellom nevnte registrerte seismiske bølgefelt detekterte ved nevnte første streamerplassering og en summasjon av nevnte estimerte oppadgående komponent og estimerte nedadgående komponent av nevnte bølgefelt ved nevnte første streamerplassering; og - modifisering av nevnte oppadgående propagasjonsoperator og nedadgående propagasjonsoperator, for å redusere nevnte forskjell og derved generere forbedrede oppadgående og nedadgående propagasj onsoperatorer.

7. Fremgangsmåte i følge krav 6, som videre omfatter bestemmelse av en separasjonsoperator som omfatter en oppadgående separasjonsoperator og en nedadgående separasjonsoperator, slik at anvendelsen av nevnte oppadgående separasjonsoperator på nevnte registrerte streamersignal detektert ved nevnte første streamerplassering, resulterer i et signal som i hovedsak er ekvivalent med resultatet av å anvende nevnte forbedrede oppadgående propagasjonsoperator på den oppadgående komponenten av bølgefeltet detektert ved den første plasseringen på havbunnen og anvendelsen av nevnte nedadgående separasjonsoperator på nevnte registrerte streamersignal detektert ved nevnte første streamerplassering, resulterer i et signal som i hovedsak er ekvivalent med resultatene av å anvende nevnte forbedrede nedadgående propagasjonsoperator på den nedadgående komponenten av nevnte bølgefelt detektert ved den første plasseringen på havbunnen.

8. Fremgangsmåte i følge krav 7, som videre omfatter anvendelse av minst en av nevnte oppadgående separasjonsoperator og nedadgående separasjonsoperator på seismiske bølgefelter detektert ved andre plasseringer enn i hovedsak direkte over nevnte første plassering, for å estimere minst en av en oppadgående bølgefeltkomponent og nedadgående bølgefeltkomponent ved nevnte andre plasseringer.

9. Fremgangsmåte i følge krav 8, som videre omfatter: - bestemmelse av en oppadgående komponent og en nedadgående komponent av et seismisk bølgefelt ved en andre plassering på på havbunnen; - bestemmelse, ved en andre seismisk streamerplassering i hovedsak direkte over nevnte andre plassering på havbunnen, av det seismiske bølgefeltet av hvilket en oppadgående komponent og en nedadgående komponent bestemmes ved nevnte andre plassering på havbunnen; - anvendelse av den bestemte oppadgående og nedadgående komponenten til et seismisk bølgefelt ved nevnte andre plassering på havbunnen og det bestemte seismiske bølgefeltet for nevnte andre streamerplassering, for å bestemme en andre separasjonsoperator, og der denne andre separasjonsoperatoren når den anvendes på det bestemte seismiske bølgefeltet for nevnte andre streamerplassering, gir et estimat av minst en av en oppadgående komponent og en nedadgående komponent av nevnte bestemte seismiske bølgefelt for nevnte andre streamerplassering; og - interpolasjon mellom den første nevnte bestemte separasjonsoperatoren og den nevnte andre bestemte separasjonsoperator for å estimere en separasjonsoperator for en plassering mellom nevnte første streamerplassering og nevnte andre streamerplassering.

10. Fremgangsmåte i følge krav 9, som videre omfatter anvendelse av nevnte interpolerte separasjonsoperator på et bestemt seismisk bølgefelt ved nevnte mellomplassering for å estimere minst en av en oppadgående bølgefeltkomponent og en nedadgående bølgefeltkomponent ved nevnte mellomplassering.

11. Fremgangsmåte i følge krav 9, som videre omfatter: - for nevnte plassering som ligger mellom nevnte første streamerplassering og nevnte andre streamerplassering, utføres bestemmelse av forskjellen mellom et bestemt seismisk bølgefelt ved nevnte mellomplassering og summen av en oppadgående komponent og en nedadgående komponent av et bølgefelt estimert ved anvendelse av den første nevnte separasjonsoperatoren på nevnte bestemte seismiske bølgefelt ved nevnte mellomplassering; - bestemmelse av om nevnte forskjell er større enn en forhåndsbestemt forskjell; og - anvendelse av nevnte interpolerte separasjonsoperator på et seismisk bølgefelt bestemt for nevnte mellomplassering, dersom nevnte forskjell er større enn en valgt forskjell, for å estimere minst en av en oppadgående bølgefeltkomponent og en nedadgående bølgefeltkomponent ved nevnte mellomplassering.

12. Fremgangsmåte i følge krav 1, der nevnte signaler detektert av nevnte trykksensor i streameren, og nevnte registrerte signaler detektert av den minst ene trykksensoren og minst en bevegelsessensor i nevnte havbunnskabe1, detekteres i hovedsak samtidig.