NO331626B1 - Fremgangsmate for okning av forholdet mellom fold og hydrofonkabellengde - Google Patents
Fremgangsmate for okning av forholdet mellom fold og hydrofonkabellengde Download PDFInfo
- Publication number
- NO331626B1 NO331626B1 NO19992042A NO992042A NO331626B1 NO 331626 B1 NO331626 B1 NO 331626B1 NO 19992042 A NO19992042 A NO 19992042A NO 992042 A NO992042 A NO 992042A NO 331626 B1 NO331626 B1 NO 331626B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- source
- hydrophone
- vessel
- firing
- distance
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims abstract description 56
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000002592 echocardiography Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
En fremgangsmåte og et system er tilveiebrakt for bruk i marine seismiske dataundersøkelser for å øke fold og offset uten å øke hydrofonkabellengden eller draget på hydrofonkabelbåten. Generelt omfatter fremgangsmåten bruken av en andre kildebåt plassert i hydrofonkabelbanen og avfyring av den andre kilden (82) i en tid før registreringen av informasjon fra den første kilden (S1) er avsluttet. Ved å plassere den andre kilden (S2) omtrent en hydrofonkabellengde foran den nærmeste hydrofonen (R1), økes folden med to for den samme lengden av hydrofonkabelen.
Description
OPPFINNELSENS BAKGRUNN
Denne oppfinnelsen er relatert til feltet innsamling av marine seismiske data og mer spesielt til feltet felles midtpunkt ("Common Mid-Point") (også kjent som "CMP") marin datainnsamling.
I feltet innsamling av marine seismiske data er seismiske signalkilder (f.eks. luftkanoner) slept bak et fartøy, som også sleper et sett av hydrofonkabler. Hydrofonkablene inkluderer signalmottakere (f.eks. hydrofoner) som er følsomme for refleksjoner, refraksjoner, og annen "informasjon" fra lydimpulser emittert av kildene. I mange moderne oppstillinger er flere hydrofonkabler og flere kilder benyttet, som krever svært store trekkrefter for å hanskes med draget som er tilknyttet de slepte oppstillingene.
Det har lenge vært kjent at for høykvalitetsdata må multiple informasjonstraser fra det samme laget adderes. Siden støyen forbundet med hver informasjonsdel er tilfeldig, resulterer addisjonen av multiple signaler fra det samme refleksjonspunktet under overflaten i en økning av informasjonssignalet med en kansellering av støyen. Denne prosessen er vanligvis kjent som felles midtpunkt-metoden.
Som kjent i teknikken er antallet av refleksjoner fra den samme reflektoren vanligvis referert til som "folden" til undersøkelsen. Økning i fold resulterer i en økning i signal-til-støy forhold og derfor er økning i fold ønskelig. Tradisjonelt, for å øke fold, er antallet av hydrofoner i hydrofonkabelen økt noe som gjør hydrofonkabelen lengre. Det er også ønskelig å slepe flere hydrofonkabler bak det seismiske fartøyet, med avstanden mellom hydrofonkablene så liten som mulig, for å øke oppløsningen til undersøkelsen. Dessverre, ettersom antallet hydrofonkabler øker, så gjør også driftsrestriksjonene, som resulterer i en øvre grense for lengden av hydrofonkabelen. Også ettersom avstanden mellom hydrofonkablene minsker økes også den naturlige vridningen eller slangebevegelsen til hydrofonkabelen i vannet, noe som øker mulighetene for vridninger i endene til hydrofonkablene, spesielt under vendinger. Derfor er lengden av hydrofonkabelen igjen begrenset.
Det har også blitt funnet at det er ønskelig å øke lengden av offset (dvs. avstanden mellom kilden og den fjerneste mottakeren) i mange undersøkelser. En slik økning gir fordeler som er velkjente i teknikken (f.eks. økning av fold, bedre definering av dype subsalt data, og generell forbedring av signal-til-støy forhold). Imidlertid for å øke offset må hydrofonkabellengden forlenges. Økt hydrofonkabel lengde øker draget og begrenser antallet av hydrofonkabler som kan slepes, som resulterer i en økning i hydrofonkabelseparasjon.
Enda videre, signalstyrken til informasjonen mottatt ved lange offset er vesentlig mindre enn de ved nære offset. Ettersom hydrofonkabellengden økes, minsker signalstyrken som resulterer i behovet for en større kilde. Store kilder øker imidlertid drag og dekkhåndteringsproblemer, som igjen begrenser størrelsen og/eller tettheten til den slepbare oppstillingen.
I US 5,424,999 er en punktstøykilde lokalisert i tre dimensjoner og rom-tid koordinater av disse lagres under registreringen i form av en referanseramme som også rom-tid koordinatene til sensorene også registreres i, hvoretter de registrerte seismiske trasene prosesseres som en funksjon av tid-rom koordinatene til punktstøykilden for å eliminere det uønskede signal.
I US 4,970,696 er et flertall seismiske mottakere anordnet i et ortogonalt uniformt mønster under overflaten til et legeme av vann hvor gap dannes inne i det ortogonalt uniforme mønster; seismisk energi overføres inn i jorda i et flertall steder, som hver er anordnet i en spesiell asimutretning og i en valgt avstand fra mønsteret; responsene fra hver av mottakerne registreres samtidig; tid rom naturen til uønsket støy inne i de registrerte responsene karakteriseres ved å anvende de uniforme samlingsintervall som tilveiebringes av det ortogonale uniforme mønster; og responsene prosesseres for å fjerne den karakteriserte uønskede støy.
I US 4,914,636 er et flertall vibrerende kilder anbrakt i nærheten av en mottakeroppstilling plassert over jordoverflaten. Hver kilde emitterer vibrasjoner med et frekvensspektrum i et spesifikt frekvensbånd. Disse båndene er tilliggende og dekker til sammen frekvensbåndet til anvendbare seismiske datasignaler. Vibrasjonsekko reflektert fra strata under jordoverflaten registreres av mottakerne. Trinnene over gjentas for et flertall suksessive traseinkrementforskyvninger for å produsere en emisjonsfigur og for å dekke prospekteringsområdet.
Følgelig er det et behov for en fremgangsmåte og et system for å øke folden i en marin undersøkelse, såvel som offset, uten (1) å øke hydrofonkabellengde, (2) å minke antallet hydrofonkabler, eller (3) å øke avstanden mellom hydrofonkablene.
Det er et formål med den foreliggende oppfinnelsen å adressere behovene beskrevet ovenfor.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN
Oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for registrering av marine seismiske data i en dataundersøkelse, idet undersøkelsen har en undersøkelses-linje, fremgangsmåten omfatter:
å slepe en flerhet av hydrofonkabler bak et første fartøy,
hvor hydrofonkablene omfatter et sett av seismiske signalmottakere plassert langs hydrofonkabelen for å motta seismiske signaler og å transmittere signalene til det første fartøyet, og
hvor de ytterste hydrofonkablene definerer en hydrofonkabelbane i det vesentlige parallell med undersøkelseslinjen;
å slepe en første seismisk signalkilde bak det første fartøyet,
hvor mottakeren nærmest til den første seismiske kilden definerer en nær offset-mottaker,
hvor avstanden mellom den nære offset-mottakeren og den første seismiske kilden definerer den nære offset,
hvor mottakeren fjernest fra den første seismiske kilden definerer en fjern offset-mottaker,
og hvor avstanden mellom den fjerne offset-mottakeren og den første seismiske kilden definerer den fjerne offset til det første fartøyet;
å slepe en andre seismisk signalkilde bak et andre fartøy hvor kilden bak det andre fartøyet slepes langs hydrofonkabelbanen, hvor avstanden mellom den andre kilden og den nærmeste mottakeren er omkring L eller mindre, eller omkring den fjerne offset til det første fartøyet eller mindre, hvor L er lengden til hydrofonkablene til det første fartøyet, avfyring av den første seismiske kilden ved et første øyeblikk, hvorved en første kildeavfyrings-hendelse defineres;
å motta, gjennom mottakerne i hydrofonkablene, informasjon om den første kildeavfyrings-hendelsen for en tid lik gangtiden fra en av kildene til den maksimale dybde av interesse til den fjerne offset-mottakeren;
å avfyre den andre av kildene i et andre øyeblikk, hvorved en andre kildeavfyrings-hendelse defineres;
å motta, gjennom de samme mottakerne i hydrofonkablene, informasjon om den andre kildeavfyrings-hendelsen for en tid lik gangtiden fra den andre av kildene til en maksimal dybde av interesse til den fjerne offset-mottakeren; og
hvor den andre kildeavfyrings-hendelsen inntreffer før slutten av registreringen av informasjonen om den første kildeavfyrings-hendelsen.
Foretrukkede utførelsesformer av oppfinnelsen er angitt i de uselvstendige krav 2-12.
Behovene beskrevet ovenfor er adressert ved et "seismisk fartøy" ("SEV"), som sleper hydrofonkabler og kilder, benyttet med et kildefartøy ("SOV"). I henhold til en utførelse, anta at lengden til hydrofonkablene til SEV-en er L og at separasjonen mellom kilden (på SEV-en) og hodet på den midterste hydrofonkabelen er X, kilden til SOV er plassert enten L foran kildeposisjonen til SEV-en eller L+X bak den siste aktive hydrofonkabelseksjonen til SEV-en. Den kombinerte kilde-mottaker offsetdekningen vil være fra X til X+2L.
Videre vil den seismiske kilden til SOV-en bli avfyrt med en forsinkelse i forhold til kildeavfyringstiden til SEV-en. Avfyringsforsinkelsen er optimalisert slik at den seismiske informasjonen generert av kilden til SEV-en ikke er påvirket av den seismiske informasjonen generert av kilden til SOV-en. Begge skuddene er registrert i den samme registreringen. Den totale registreringslengden er holdt så liten som mulig, men lang nok slik at den fordrede seismiske informasjonen generert av kilden til SOV-en er inkludert. Ved dette er syklustiden mellom skuddene minimali-sert slik at den maksimale fold-dekningen er opprettholdt.
For noen dypvannsutførelser er den seismiske registreringen forsinket i forhold til kildeavfyringstiden på SEV-en, for å redusere total syklustid og registrere underoverflatedata for en lengre periode. Syklustiden og folden er avstemt for forskjellige vanndybder.
I noen utførelser benyttes enkle kilder på SEV-en, mens i andre er flere kilder benyttet, i enda ytterligere utførelser anvender SOV-en det samme antallet av kilder som SEV-en, og i andre utførelser er forskjellige antall av kilder mellom SEV-en og SOV-en benyttet.
I enda ytterligere utførelser har kilden på SOV-en en annerledes amplitude (f.eks. i en luftkanonoppstilling, enten volum, trykk eller begge) enn kilden på SEV-en. For alternative utførelser har SOV-kilden den samme amplituden som SEV-en.
Enda videre er ytterligere hydrofonkabelfartøyer plassert ved siden av SEV-en, benyttet i andre utførelser.
I enda videre utførelser er mer enn en SOV benyttet. F.eks. er posisjonen til SOV nummer J i en utførelse enten JL foran kildeposisjonen til SEV-en eller JL+X bak den siste aktive hydrofonkabelseksjonen til SEV-en. Den kombinerte kilde-mottaker offsetdekningen vil være fra X til X+(J+L). De forskjellige kildene er avfyrt sekvensielt og registrert i den samme registreringen som beskrevet over.
I sammendrag, gjennom bruk av den foreliggende oppfinnelsen er seismisk offset økt uten å øke hydrofonkabellengde, på denne måten reduseres utstyret i vannet og på samme tid er høyfolddekning opprettholdt og forhøyet.
BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
For en mer fullstendig forståelse av den foreliggende oppfinnelsen og for ytterligere fordeler derav, er henvisning gjort til den følgende detaljerte beskrivel-sen tatt i sammenheng med de medfølgende tegningene, der: Fig. 1 er et bilde sett fra siden som viser mottaker og kildeplasseringer i forhold til reflektorer. Fig. 2 er en representerbar graf som viser ordenen til informasjonsregistre-ringen fra reflektorene.
Fig. 3 er et bilde sett fra oversiden av en utførelse av oppfinnelsen.
Fig. 4 er et bilde sett fra oversiden av en alternativ utførelse av oppfinnelsen. Fig. 5 er et tidsavpassingsdiagram til en fremgangsmåte for avfyring av kilder i henhold til en utførelse av oppfinnelsen. Figurene 6A, 6B, og 6C er bilder sett fra oversiden over alternative utførel-ser av oppfinnelsen.
Det skal imidlertid bemerkes at de vedføyde tegningene illustrerer kun typ-iske utførelser av denne oppfinnelsen og derfor ikke må bli ansett for å være be-grensende for dens omfang, fordi oppfinnelsen kan gi tilgang til andre like effek-tive utførelser.
DETALJERT BESKRIVELSE
Med henvisning nå til fig. 3, er det vist et utførelseseksempel for oppfinnelsen for et system for seismisk datainnsamling langs en undersøkelseslinje 1 som omfatter: et første fartøy 12a som sleper hydrofonkabler 10 som har hydro-
foner 14 huset deri, som inkluderer en nær hydrofon 14n og en fjern hydrofon 14f. Fartøy 12a sleper også en første seismisk kilde 16a. Avstanden mellom den første seismiske kilden 16a og den nære hydrofonen 14n definerer den nære offset
N.O., og avstanden mellom den første seismiske kilden 16a og den fjerne hydrofonen 14f definerer den fjerne offset F.O.
Et andre fartøy 12b er også vist som tauer en andre seismisk kilde 16b foran det første fartøyet 12a. Avstanden mellom den andre kilden 16b og den nære hydrofonen 14n er omkring det første fartøyets fjerne offset F.O. eller mindre.
Selv om oppfinnelsen beskrevet her er nyttig i et enkelt hydrofonkabel-system, omfatter systemet i foretrukkede utførelser flere hydrofonkabler 10 (her er tre vist, selv om antallet ikke er begrenset ved den foreliggende oppfinnelsen) som blir slept av det første fartøyet 12a. Flere kilder 16a taues også av det første far-tøyet 12a og flere kilder 16b taues bak det andre fartøyet 12b i henhold til enda en ytterligere utførelse.
Med henvisning nå til fig. 4, er det vist en spesifikk utførelse med flere kildeelementer 16a1 og 16a2 som danner kilden bak fartøy 12a og kildeelemen-
ter 16b1 og 16b2 som danner kilden bak fartøy 12b. I henhold til denne utførelsen er kildeelementene 16a1 og 16a2 lateralt i en avstand på omkring 50 meter, og det er også kildeelementene 16b1 og 16b2. Hydrofonkablene 10 er i en avstand av omkring 100 meter fra hverandre.
Ettersom fartøyene 12a og 12b beveger seg langs undersøkelseslinjen, avfyres kilde 16a1 og CMP-treff 20a1 (representerer informasjon fra reflektorer under overflaten som forklart mer fullstendig under) registreres. Før registrering av CMP-treff 20a1 fra den dypeste dybden av interesse slutter (som kan ta flere sekunder) kildeelement 16b1 avfyringen, avpasset slik at den tidligste informasjonen av interesse fra avfyringen av kildeelement 16b1 (sett i fig. 4 som CMP-
treff 20b1) registreres i hydrofonkablene 10 akkurat etter at den siste informasjonen av interesse er registrert fra avfyringen av kildeelement 16a1. Deretter, etter registrering av den dypeste informasjonen av interesse fra avfyringen av kildeelement 16b2, avfyres kildeelement 16a2, CMP-treff 20a2 registreres, og før CMP-treffene fra den dypeste informasjonen av interesse registreres, avfyres kildeelement 16b2. CMP-treffene 20b2 registreres fra avfyringen av kildeelement 16b2, foretrukket inn i den samme registreringen som treffene 20a2. Gjennom nøye avpassing av avfyringen av de forskjellige kildeelementene, er det følgende opp-nådd: lang offset, marine data med høy fold, og tett hydrofonkabelavstand. En praktisk konfigurasjon vil være å benytte tolv hydrofonkabler med lengder på om-
kring 4 kilometer, en hydrofonkabelseparasjon på 100 meter, en avstand mellom kildeelementer 16a (2 elementer, med et mellomrom på omkring 50 meter) og fartøy 12a på mellom omkring 200 og 350 meter, og en avstand mellom kildeelementene 16a og den første hydrofonen i hydrofonkabelen 10 på mellom omkring 200 og 350 meter. Andre fartøy 12b er sett slepende kildeelementer 16b (2 elementer, med et mellomrom på omkring 50 meter), avstanden mellom kildeelementene 16a og 16b er omkring lengden av hydrofonkablene (omkring 4 km).
I henhold til et annet aspekt av oppfinnelsen, igjen med henvisning til fig. 3, er en fremgangsmåte for registrering av marine seismiske data i en dataundersøk-else tilveiebrakt, som omfatter: å slepe en flerhet av hydrofonkabler 10 bak et første fartøy 12a, hvor hydrofonkablene omfatter et sett av seismiske signalmottakere 14 plassert langs hydrofonkabelen 10 for å motta seismiske signaler og å transmittere signalene til det første fartøyet 12a og hvor de ytterste hydrofonkablene 10a og 10c definerer en hydrofonkabelbane 15 i det vesentlige parallell med undersøkelseslinjen 1;
å slepe en første seismisk signalkilde 16a bak det første fartøyet 12a, hvor mottakeren nærmest til kilden 16a definerer en nær offset-mottaker 14n og avstanden mellom den nære offset-mottakeren 14n og kilden 16a definerer den nære offset N.O., og hvor mottakeren fjernest fra kilden definerer en fjern offset-mottaker 14f og avstanden mellom den fjerne offset-mottakeren 14f og kilden 16a definerer den fjerne offset F.O. for det første fartøyet; og
å slepe en andre seismisk signalkilde 16b bak et andre fartøy 12b hvor kilden 16b bak det andre fartøyet 12b slepes langs hydrofonkabelbanen 15, hvor avstanden mellom den andre kilden 16b og den nære offset-mottakeren 14n er optimalt lengden av hydrofonkablene 14.
Med henvisning nå til figurene 1, 2, og 5 vil tidsavpassingen for en fremgangsmåte som er nyttig med utførelsen i fig. 3 bli beskrevet. Fig. 1 viser et idealisert plott av kilder S1 og S2 og mottakere R1 og R2, og strålene fra kilder S1 og S2 til reflektorer a1-3, b1-3, og c1-3, under jordas overflate 50. For enkelhet er ikke alle strålene trukket opp i fig. 1. Fig. 5 viser et tidsavpassingsdiagram over avfyringen av kildene S1 og S2 og informasjonen registrert ved hydrofoner R1 og R2, og fig. 2 viser registreringene gjort fra hydrofoner R1 og R2, med identifikasjon av reflektorene som er representert i registreringen.
Med henvisning til fig. 5, i henhold til dette aspektet av oppfinnelsen, omfatter fremgangsmåten: å avfyre kilde S1 i et første øyeblikk t, hvorved en første kildeavfyrings-hendelse defineres; å registrere i et øyeblikk t+x, gjennom mottakerne 14 i hydrofonkablene 10, i en første registrering (R1 i fig. 2), informasjon fra reflektorer a2, b2, c2 til den første kildeavfyrings-hendelsen for en tid lik gangtiden fra kilde S1 til en maksimal dybde av interesse. På samme måte registreres informasjon fra reaksjonen i reflektorene a1, b1, og c1 i den første registreringen gjennom mottaker R2. Denne tiden er representert som tid tdmaxl i fig. 5.
Deretter omfatter fremgangsmåten videre å avfyre den andre av kilden S2 i et andre øyeblikk t+y (fig. 5), hvorved en andre avfyrings-hendelse defineres og hvor den andre kildeavfyrings-hendelsen inntreffer før slutten av registreringen av informasjonen fra den første kildeavfyrings-hendelsen. Resultatet er registreringen av informasjon fra reflektorer a3, b3, og c3 (inn i mottaker R1) a2, b2, og c2 (inn i mottaker R2), for en tid tdmax lik gangtiden fra kilden S2 til den maksimale dybden av interesse og til den fjerneste mottakeren R2. Med henvisning nå til fig. 2 er en registrering av informasjonssignaler inn i den første mottakeren R1 registrert for både den første kilden S1 og den andre kilden S2, som resulterer i registreringen R1 i fig. 2, i hvilken reflektorer a2, b2, og c2 er registrert som et resultat av kilde S1, og reflektorer a3, b3, og c3 er registrert som et registrert som et resultat av kilde S2. Dessuten, i henhold til fig. 2, er en registrering av informasjonssignaler inn i den andre mottakeren R2 registrert for både den første kilden S1 og den andre kilden S2, som resulterer i registreringen R2 i fig. 2, i hvilken reflektorer a1, b1, og c1 er registrert som et resultat av kilde S1 og reflektorer a2, b2, og c2 er registrert som et resultat av kilde S2.
Registreringen av informasjonen som følger av avfyringen av den andre kilden inn i den samme registreringen som registreringen som resulterer fra avfyringen av den første kilden tilveiebringer effektiviteter i tidsberegning og beregnings-kraft. I alternative utførelser er imidlertid informasjonen til den andre kilden registrert i en separat registrering.
I tilfellet av at resultatene til forskjellige kilder er registrert i den samme registreringen, må dataene deles inn i informasjon innsamlet fra hver kilde og prosessert i henhold til tradisjonelle fremgangsmåter, f.eks. som CMP-innsamlinger. De med kjennskap til teknikken vil gjenkjenne at ettersom under-søkelsen fortsetter vil det være mange datasett fra alle reflektorene som skal innsamles, noen registrert fra hydrofoner mellom R1 og R2, og oppfinnelsen er ikke begrenset til det viste eksempelet.
Med henvisning nå til figurene 6A-6C er forskjellige alternative utførelser vist. Som sett i fig. 6A er den enkle slepebåtutførelsen vist der lengden av hydrofonkablene er L, og atskillelsen mellom kilde S1 til fartøy 12a og hodet til den midterste hydrofonkabelen er X, idet kilde S2 er plassert L foran kilde S1, eller som sett i fig. 6C, L+X bak den siste aktive hydrofonkabelen. Med referanse nå til fig. 6B, i henhold til en alternativ utførelse, er en tredje kilde 16c slept bak et tredje kildefartøy 12c, også langs hydrofonkabelbanen, hvor avstanden mellom den tredje kilden 16c og den fjerne offset-mottakeren er omkring 2L+X. Den tredje kilden 16c avfyres ved et tredje tidspunkt, hvorved en tredje kildeavfyrings-hendelse defineres, og informasjonen fra den tredje kildeavfyrings-hendelsen registreres, gjennom mottakerne 14 i hydrofonkablene 10, foretrukket inn i den samme registreringen som informasjonen fra avfyringen av kilder S1 og S2 for en tid lik gangtiden fra den tredje kilden til den maksimale dybden av interesse og til den fjerne offset-mottakeren.
De ovenfor beskrevne utførelsene er kun gitt som eksempel. Andre utførel-ser kan forekomme for de med kjennskap til teknikken som ikke vil avvike fra oppfinnelsens ånd.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for registrering av marine seismiske data i en dataunder-søkelse, idet undersøkelsen har en undersøkelseslinje, fremgangsmåten omfatter: å slepe en flerhet av hydrofonkabler bak et første fartøy,
hvor hydrofonkablene omfatter et sett av seismiske signalmottakere plassert langs hydrofonkabelen for å motta seismiske signaler og å transmittere signalene til det første fartøyet, og
hvor de ytterste hydrofonkablene definerer en hydrofonkabelbane i det vesentlige parallell med undersøkelseslinjen; å slepe en første seismisk signalkilde bak det første fartøyet,
hvor mottakeren nærmest til den første seismiske kilden definerer en nær offset-mottaker,
hvor avstanden mellom den nære offset-mottakeren og den første seismiske kilden definerer den nære offset,
hvor mottakeren fjernest fra den første seismiske kilden definerer en fjern offset-mottaker,
og hvor avstanden mellom den fjerne offset-mottakeren og den første seismiske kilden definerer den fjerne offset til det første fartøyet; å slepe en andre seismisk signalkilde bak et andre fartøy hvor kilden bak det andre fartøyet slepes langs hydrofonkabelbanen, hvor avstanden mellom den andre kilden og den nærmeste mottakeren er omkring L eller mindre, eller omkring den fjerne offset til det første fartøyet eller mindre, hvor L er lengden til hydrofonkablene til det første fartøyet, avfyring av den første seismiske kilden ved et første øyeblikk, hvorved en første kildeavfyrings-hendelse defineres; å motta, gjennom mottakerne i hydrofonkablene, informasjon om den første kildeavfyrings-hendelsen for en tid lik gangtiden fra en av kildene til den maksimale dybde av interesse til den fjerne offset-mottakeren; å avfyre den andre av kildene i et andre øyeblikk, hvorved en andre kildeavfyrings-hendelse defineres; å motta, gjennom de samme mottakerne i hydrofonkablene, informasjon om den andre kildeavfyrings-hendelsen for en tid lik gangtiden fra den andre av kildene til en maksimal dybde av interesse til den fjerne offset-mottakeren; og hvor den andre kildeavfyrings-hendelsen inntreffer før slutten av registreringen av informasjonen om den første kildeavfyrings-hendelsen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den mottatte informasjonen om den andre kildeavfyringshendelsen registreres i den samme registreringen som den mottatte informasjonen om den første kildeavfyringshendelsen.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den mottatte informasjonen om den andre kildeavfyrings-hendelsen registreres i en annen registrering enn registreringen av den første kildeavfyrings-hendelsen.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å slepe en tredje kilde bak et tredje fartøy hvor kilden bak det tredje fartøyet slepes langs hydrofonkabelbanen, hvor avstanden mellom den tredje kilden og den nærmeste hydrofonkabelen er omkring 2L, eller mindre; å avfyre den tredje kilden i et tredje øyeblikk, hvorved en tredje kildeavfyrings-hendelse defineres; å registrere, gjennom mottakerne i hydrofonkablene inn i en tredje registrering, informasjon om den tredje kildeavfyrings-hendelsen for en tid lik gangtiden fra den tredje kilden til den maksimale dybde av interesse og til den fjerne offset-mottakeren; hvor den tredje kildeavfyringshendelsen inntreffer før slutten av registreringen av informasjonen fra den tredje kildeavfyrings-hendelsen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvor den tredje registreringen er tilføyd den andre registreringen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å slepe et andre hydrofonkabelfartøy i det vesentlige parallelt med det første hydrofonkabelfartøyet hvor avstanden mellom de to nærmeste hydrofonkablene til det første og det andre hydrofonkabelfartøyet er omtrent lik avstanden mellom hydrofonkablene til det første hydrofonkabelfartøyet; og å slepe et tredje hydrofonkabelfartøy i det vesentlige parallelt med det første hydrofonkabelfartøyet hvor avstanden mellom de to nærmeste hydrofonkablene til det første og det tredje hydrofonkabelfartøyet er omtrent lik avstanden mellom hydrofonkablene til det første hydrofonkabelfartøyet; å registrere informasjon fra den første og andre avfyrings-hendelsen på det andre hydrofonkabelfartøyet; og å registrere informasjon fra den første og andre avfyrings-hendelsen på det tredje hydrofonkabelfartøyet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den andre kilden avfyres med en amplitude større enn avfyringen til den første kilden.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor den andre kilden avfyres med i det minste omkring den dobbelte av amplituden til den første kilden.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor: den første kilden omfatter en første kildeoppstilling som har et første kildeelement og et andre kildeelement i avstand fra hverandre på en linje i det vesentlige nor-malt på linjen til undersøkelsen; den andre kilden omfatter en andre kildeoppstilling som har et tredje kildeelement og et fjerde kildeelement i avstand fra hverandre på en linje i det vesentlige nor-malt på linjen til undersøkelsen i omkring den samme avstand som avstanden mellom det første og det andre kildeelementet; det første kildeelementet avfyres i det første øyeblikket i tid og det tredje kildeelementet avfyres før slutten av registreringen av informasjon om den første kilde-elementavfyringen; etter registrering av informasjon om avfyringen til det tredje kildeelementet avfyres det andre kildeelementet; og det fjerde kildeelementet avfyres før slutten av registreringen av informasjon fra avfyringen av det andre kildeelementet.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor den andre kilden avfyres med en amplitude større enn avfyringen til den første kilden.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvor den andre kilden avfyres med i det minste omkring det dobbelte av amplituden til den første kilden.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å slepe en tredje kilde bak et tredje kildefartøy hvor den tredje kilden bak det tredje fartøyet slepes langs hydrofonkabelbanen, hvor avstanden mellom den tredje kilden og den nærmeste mottakeren er omkring det dobbelte av det fjerne offset til det første fartøyet, pluss det nære offset, eller mindre.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/739,408 US5761152A (en) | 1996-10-29 | 1996-10-29 | Method and system for increasing fold to streamer length ratio |
| PCT/US1997/019355 WO1998019181A1 (en) | 1996-10-29 | 1997-10-22 | Method and system for increasing fold to streamer length ratio |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO992042L NO992042L (no) | 1999-04-28 |
| NO992042D0 NO992042D0 (no) | 1999-04-28 |
| NO331626B1 true NO331626B1 (no) | 2012-02-06 |
Family
ID=24972152
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19992042A NO331626B1 (no) | 1996-10-29 | 1999-04-28 | Fremgangsmate for okning av forholdet mellom fold og hydrofonkabellengde |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5761152A (no) |
| EP (1) | EP0935766B1 (no) |
| CN (1) | CN1235676A (no) |
| AU (1) | AU720145B2 (no) |
| BR (1) | BR9712689A (no) |
| CA (1) | CA2261789C (no) |
| DE (1) | DE69736635D1 (no) |
| EA (1) | EA001196B1 (no) |
| NO (1) | NO331626B1 (no) |
| OA (1) | OA11036A (no) |
| WO (1) | WO1998019181A1 (no) |
Families Citing this family (66)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6674688B1 (en) * | 1997-12-16 | 2004-01-06 | Westerngeco, L.L.C. | Method and system of acquiring seismic data in an area having periodic acoustic interference |
| GB2332520B (en) * | 1997-12-16 | 1999-11-17 | Schlumberger Holdings | Seismic data acquisition method |
| AU2001291322A1 (en) * | 2000-09-19 | 2002-04-02 | Westerngeco, L.L.C. | Seismic acquisition using multiple sources and separate shooting vessels |
| US6906981B2 (en) * | 2002-07-17 | 2005-06-14 | Pgs Americas, Inc. | Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources |
| US6751559B2 (en) | 2002-09-10 | 2004-06-15 | Pgs Exploration (Uk) Limited | Method for suppressing noise from seismic signals by source position determination |
| US7561493B2 (en) | 2003-05-30 | 2009-07-14 | Fairfield Industries, Inc. | Method and apparatus for land based seismic data acquisition |
| US7310287B2 (en) * | 2003-05-30 | 2007-12-18 | Fairfield Industries Incorporated | Method and apparatus for seismic data acquisition |
| US6882938B2 (en) * | 2003-07-30 | 2005-04-19 | Pgs Americas, Inc. | Method for separating seismic signals from two or more distinct sources |
| US20050128874A1 (en) * | 2003-12-15 | 2005-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources |
| US7254093B2 (en) * | 2004-05-18 | 2007-08-07 | Fairfield, Industries, Inc. | Ocean bottom seismometer package with distributed geophones |
| US8534959B2 (en) | 2005-01-17 | 2013-09-17 | Fairfield Industries Incorporated | Method and apparatus for deployment of ocean bottom seismometers |
| US8127706B2 (en) * | 2005-05-02 | 2012-03-06 | Fairfield Industries Incorporated | Deck configuration for ocean bottom seismometer launch platforms |
| US7433265B2 (en) * | 2005-10-04 | 2008-10-07 | Fairfield Industries, Inc. | Converted wave energy removal from seismic data |
| GB2431237A (en) * | 2005-10-14 | 2007-04-18 | Statoil Asa | Marine seismic data acquisition with short streamers |
| US7391673B2 (en) | 2005-12-12 | 2008-06-24 | Bp Corporation North America Inc. | Method of wide azimuth seismic acquisition |
| US7400552B2 (en) * | 2006-01-19 | 2008-07-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys |
| US7492665B2 (en) * | 2006-07-24 | 2009-02-17 | Westerngeco L.L.C. | Seismic data acquisition and source-side derivatives generation and application |
| US8559265B2 (en) * | 2007-05-17 | 2013-10-15 | Westerngeco L.L.C. | Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data |
| US8488409B2 (en) | 2007-05-17 | 2013-07-16 | Westerngeco L.L.C. | Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines |
| US7616522B2 (en) * | 2007-05-18 | 2009-11-10 | Input/Output, Inc. | Seismic streamer with irregularly spaced hydrophones |
| US7869303B2 (en) * | 2007-08-14 | 2011-01-11 | Pgs Geophysical As | Method for noise suppression in seismic signals using spatial transforms |
| US20090168600A1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-02 | Ian Moore | Separating seismic signals produced by interfering seismic sources |
| US7933164B2 (en) * | 2008-04-30 | 2011-04-26 | Westerngeco L.L.C. | Using towed seismic surveys that do not have coinciding streamer positions in the time lapse analysis of a producing field |
| US9857491B2 (en) | 2008-05-15 | 2018-01-02 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
| US8681580B2 (en) * | 2008-05-15 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Multi-vessel coil shooting acquisition |
| US8611191B2 (en) | 2008-05-22 | 2013-12-17 | Fairfield Industries, Inc. | Land based unit for seismic data acquisition |
| US8380440B2 (en) * | 2008-06-02 | 2013-02-19 | Westerngeco L.L.C. | 3D residual binning and flatness error correction |
| US8467264B2 (en) * | 2008-06-03 | 2013-06-18 | Westerngeco L.L.C. | Acquiring near zero offset survey data |
| US8724426B2 (en) | 2008-06-03 | 2014-05-13 | Westerngeco L.L.C. | Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation |
| US9052411B2 (en) * | 2008-06-13 | 2015-06-09 | Westerngeco L.L.C. | Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path |
| US9594181B2 (en) | 2008-06-13 | 2017-03-14 | Westerngeco L.L.C. | Filtering and presentation of heading observations for coil shooting |
| US8218393B2 (en) * | 2008-06-30 | 2012-07-10 | Westerngeco L.L.C. | Technique and system to increase the length of a seismic shot record |
| US8038653B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-10-18 | Interrad Medical, Inc. | Anchor systems and methods |
| US7916576B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-03-29 | Westerngeco L.L.C. | Optimizing a seismic survey for source separation |
| US8811115B2 (en) * | 2008-08-14 | 2014-08-19 | Pgs Geophysical As | Attenuating seismic interference noise using a dual sensor recording system |
| US9213119B2 (en) * | 2008-10-29 | 2015-12-15 | Conocophillips Company | Marine seismic acquisition |
| US8483008B2 (en) * | 2008-11-08 | 2013-07-09 | Westerngeco L.L.C. | Coil shooting mode |
| US8395966B2 (en) * | 2009-04-24 | 2013-03-12 | Westerngeco L.L.C. | Separating seismic signals produced by interfering seismic sources |
| US20110058452A1 (en) * | 2009-09-04 | 2011-03-10 | Pgs Onshore, Inc. | Method of acquiring near offset and zero offset seismic data |
| CN102109347B (zh) * | 2009-12-23 | 2012-10-17 | 中国石油天然气集团公司 | 确定海上拖缆勘探最佳转弯路径的方法 |
| US8681581B2 (en) * | 2009-12-30 | 2014-03-25 | Westerngeco L.L.C. | Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition |
| US8711654B2 (en) | 2009-12-30 | 2014-04-29 | Westerngeco L.L.C. | Random sampling for geophysical acquisitions |
| US9103942B2 (en) | 2011-10-28 | 2015-08-11 | Westerngeco L.L.C. | Methods and systems for survey designs |
| CA2861103C (en) | 2012-01-12 | 2020-02-18 | Schlumberger Canada Limited | Simultaneous marine vibrators |
| EP2802904B1 (en) * | 2012-01-13 | 2023-07-19 | Reflection Marine Norge AS | Simultaneous source marine seismic acquisition |
| US20130265853A1 (en) * | 2012-04-09 | 2013-10-10 | Wireless Seismic, Inc. | Seismic data acquisition in a wireless array with rapid source events |
| US20140036623A1 (en) * | 2012-07-31 | 2014-02-06 | Cggveritas Services Sa | Device and method for synchronized marine acquisition with reduced interference noise |
| EP2738575B1 (en) * | 2012-11-28 | 2017-11-08 | Sercel | Method for managing shots in a multi-vessel seismic system |
| US9360575B2 (en) | 2013-01-11 | 2016-06-07 | Fairfield Industries Incorporated | Simultaneous shooting nodal acquisition seismic survey methods |
| US10359528B2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-07-23 | Pgs Geophysical As | Systems and methods for randomizing firing times of simultaneous sources in marine surveys |
| WO2014195505A2 (en) | 2013-06-07 | 2014-12-11 | Cgg Services Sa | Virtual marine seismic spread acquisition |
| US20150085603A1 (en) * | 2013-09-25 | 2015-03-26 | Cgg Services Sa | Systems and methods for determining the far field signature of a source in wide azimuth surveys |
| US10598807B2 (en) | 2014-02-18 | 2020-03-24 | Pgs Geophysical As | Correction of sea surface state |
| US9874646B2 (en) | 2014-04-14 | 2018-01-23 | Pgs Geophysical As | Seismic data processing |
| MX2016016815A (es) * | 2014-06-19 | 2017-03-27 | Schlumberger Technology Bv | Sistema y metodo para adquirir datos sismicos con desplazamientos ultralargos para la inversion de forma de onda completa (fwi) mediante el uso de un vehiculo marino no tripulado (umv). |
| US9829593B2 (en) | 2014-08-14 | 2017-11-28 | Pgs Geophysical As | Determination of an impulse response at a subsurface image level |
| US10073183B2 (en) | 2014-10-20 | 2018-09-11 | Pgs Geophysical As | Methods and systems that attenuate noise in seismic data |
| US10191165B2 (en) * | 2015-01-13 | 2019-01-29 | Cgg Services Sas | Using an offset vector tile gather to image a subsurface |
| US10267936B2 (en) | 2016-04-19 | 2019-04-23 | Pgs Geophysical As | Estimating an earth response |
| US10871588B2 (en) * | 2016-12-14 | 2020-12-22 | Pgs Geophysical As | Seismic surveys with increased shot point intervals for far offsets |
| US10969509B2 (en) * | 2017-06-16 | 2021-04-06 | Pgs Geophysical As | Spatial distribution of marine vibratory sources |
| WO2019246297A1 (en) * | 2018-06-20 | 2019-12-26 | Pgs Geophysical As | Long-offset acquisition |
| US20210124074A1 (en) * | 2019-10-28 | 2021-04-29 | Pgs Geophysical As | Long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion |
| US20210124073A1 (en) * | 2019-10-28 | 2021-04-29 | Pgs Geophysical As | Modified simultaneous long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion |
| US11598894B2 (en) | 2020-04-21 | 2023-03-07 | Sercel | Method and system for seismic data acquisition with top and front sources |
| US20240134079A1 (en) | 2022-10-20 | 2024-04-25 | Pgs Geophysical As | Extended Long Offset Acquisition with Constant or Dynamically Adjusted Offset Coverage Gap |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3744021A (en) * | 1971-07-13 | 1973-07-03 | Texaco Inc | Offshore seismic exploration method |
| FR2622022B1 (fr) * | 1987-10-20 | 1990-03-09 | Geophysique Cie Gle | Procede d'acquisition de donnees sismiques et dispositif de mise en oeuvre du procede |
| US4970696A (en) * | 1988-07-13 | 1990-11-13 | Atlantic Richfield Company | Method for conducting three-dimensional subsurface and marine seismic surveys |
| FR2698697B1 (fr) * | 1992-12-02 | 1995-02-17 | Geophysique Cie Gle | Procédé de réduction des bruits industriels en sismique marine, et enregistrement obtenu par ce procédé. |
-
1996
- 1996-10-29 US US08/739,408 patent/US5761152A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-10-22 BR BR9712689-6A patent/BR9712689A/pt not_active IP Right Cessation
- 1997-10-22 EP EP97912930A patent/EP0935766B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-10-22 CA CA002261789A patent/CA2261789C/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-10-22 WO PCT/US1997/019355 patent/WO1998019181A1/en active IP Right Grant
- 1997-10-22 CN CN97199301.7A patent/CN1235676A/zh active Pending
- 1997-10-22 AU AU49996/97A patent/AU720145B2/en not_active Expired
- 1997-10-22 DE DE69736635T patent/DE69736635D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1997-10-22 EA EA199900310A patent/EA001196B1/ru not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-04-16 OA OA9900085A patent/OA11036A/en unknown
- 1999-04-28 NO NO19992042A patent/NO331626B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0935766B1 (en) | 2006-09-06 |
| EP0935766A1 (en) | 1999-08-18 |
| AU4999697A (en) | 1998-05-22 |
| CA2261789A1 (en) | 1998-05-07 |
| BR9712689A (pt) | 1999-12-14 |
| US5761152A (en) | 1998-06-02 |
| WO1998019181A1 (en) | 1998-05-07 |
| EA001196B1 (ru) | 2000-12-25 |
| EP0935766A4 (en) | 2001-10-10 |
| OA11036A (en) | 2002-02-07 |
| EA199900310A1 (ru) | 1999-10-28 |
| CA2261789C (en) | 2002-03-26 |
| NO992042L (no) | 1999-04-28 |
| DE69736635D1 (de) | 2006-10-19 |
| CN1235676A (zh) | 1999-11-17 |
| NO992042D0 (no) | 1999-04-28 |
| AU720145B2 (en) | 2000-05-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO331626B1 (no) | Fremgangsmate for okning av forholdet mellom fold og hydrofonkabellengde | |
| CN101907728B (zh) | 采集和处理海洋地震数据以提取和使用上行和下行波场 | |
| CN102375155B (zh) | 使用在不同水深度的多个地震源来记录的地震数据的波场反虚反射 | |
| US5973995A (en) | Method of and apparatus for marine seismic surveying | |
| CN103582828B (zh) | 用在海洋同步可控震源采集中提升低频分量的系统和方法 | |
| AU2003207039B9 (en) | Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources | |
| CA2727439C (en) | Marine seismic acquisition with controlled streamer flaring | |
| US9057800B2 (en) | Marine seismic acquisition system | |
| EP2972512B1 (en) | Seismic acquisition using phase-shifted sweeps | |
| US20060256654A1 (en) | Seismic streamer receiver selection systems and methods | |
| NO20131614L (no) | Fremgangsmåte for marine seismiske undersøkelser | |
| GB2233455A (en) | A method of simultaneously collecting seismic data from shallow and deep targets | |
| WO2013105075A1 (en) | Simultaneous source marine seismic acquisition | |
| NO332514B1 (no) | Fremgangsmate for maling av flerveis fjernfelts kildesignaturer fra seismiske undersokelser | |
| US20200012004A1 (en) | Method and system for seismic data acquisition with front and top sources | |
| NO149978B (no) | Fremgangsmaate ved marine seismiske undersoekelser | |
| AU2010315674B2 (en) | System and technique to suppress the acquisition of torque noise on a multi-component streamer | |
| Chelminski et al. | Sea trial of a low-frequency enhanced pneumatic source | |
| MXPA99003983A (en) | Method and system for increasing fold to streamer length ratio | |
| Wood | Illuminating Resolution | |
| US10502852B2 (en) | Traveling ocean bottom seismic survey | |
| EP3338114B1 (en) | Traveling ocean bottom seismic survey | |
| Shen et al. | Far-field Directional Source Signature Acquisition, Processing and Analysis: Taking a Janus-Helmholtz Transducer as an Example | |
| NO347502B1 (en) | Long offset low frequency seismic surveys using optical fibers | |
| Musser et al. | An efficient and effective multi-streamer, dual-source parameter test |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |