NO332000B1 - Fremgangsmåte for å separere seismikksignaler fra to eller flere distinkte kilder - Google Patents

Description

Bakgrunn for oppfinnelsen

Teknisk område.

Oppfinnelsen vedrører generelt seismiske undersøkelser. Mer spesielt angår oppfinnelsen fremgangsmåte for innsamling av marine, seismiske data ved å bruke valgte arrangementer av kilder og mottakere.

Teknisk bakgrunn.

Seismiske undersøkelser er kjent på området for å bestemme strukturer for bergartsformasjoner under jordoverflaten. Seismiske undersøkelser innbefatter vanligvis utplassering av en gruppe seismiske sensorer på jordoverflaten i et valgt mønster, og selektivt å aktivere en seismisk energikilde posisjonert nær de seismiske sensorene. Energikilden kan være et eksplosiv, en vibrator, eller i tilfelle seismiske undersøkelser utført i havet, en eller flere luftkanoner eller vannkanoner.

Seismisk energi strømmer ut fra kilden og forplanter seg gjennom jordformasjonene inntil den når en akustisk impedansgrense i grunnformasjonene. Akustiske impedansgrenser inntreffer typisk der hvor sammensetningen og/eller de mekaniske egenskapene til grunnformasjonene endres. Ved en akustisk impedansgrense blir noe av den seismiske energien reflektert tilbake mot jordoverflaten, hvor den kan detekteres av en eller flere av de seismiske sensorene som er utplassert på overflaten. Andre deler av den seismiske energien blir brutt og fortsetter å forplante seg i en hovedsakelig nedadgående retning inntil en annen akustisk impedansgrense blir nådd. Seismisk signalbehandling som er kjent på området, har som et formål å bestemme dybdene og de geografiske posisjonene til laggrenser under jordoverflaten fra signaler vedrørende den reflekterte akustiske energien. Dybden og posisjonen til laggrensene blir utledet fra den seismiske energiens forplantningstid til de akustiske impedansgrensene og tilbake til sensorene på overflaten.

Seismiske undersøkelser blir utført i havet (og andre store, seilbare vannmasser) for å bestemme strukturen av grunnformasjoner under havbunnen (eller vannbunnen). Marine, seismiske undersøkelser som er kjent på området, innbefatter å ha et fartøy til å slepe en eller flere seismiske energikilder og det samme eller et annet fartøy til å slepe en eller flere slepekabler ("streamere") som er grupper med seismiske sensorer som utgjør en del av eller på annen måte er festet til en kabel ved adskilte posisjoner langs kabelen. Et seismisk fartøy vil vanligvis slepe et antall slike slepekabler anordnet slik at de er adskilt med en valgt lateral avstand fra hverandre i et mønster utformet for å muliggjøre forholdsvis fullstendig bestemmelse av geologiske undergrunns strukturer i tre dimensjoner.

De signalene som detekteres av de seismiske sensorene på jordoverflaten (eller nær vannoverflaten) innbefatter komponenter av seismisk energi reflektert ved laggrensene som forklart tidligere. I tillegg kan både koherent støy (støy som har et mønster som kan bestemmes, slik som forårsaket av en skipspropell) og inkoherent (tilfeldig) støy være tilstede. Forekomsten av slik støy i de signalene som mottas av de seismiske sensorene, reduserer signal/støy-forholdet (SNR) til de seismiske signalene av interesse. Et formål med seismisk signalbehandling er å eliminere i vesentlig grad virkningene av støy på de signalene som detekteres av sensorene, uten i særlig grad å redusere de reflekterte, seismiske energikomponentene i de detekterte signalene.

Tidligere kjente fremgangsmåter som er blitt brukt til å redusere virkningene av støy og samle inn en seismisk repre-sentasjon med høyere kvalitet av undergrunns-strukturer, innbefatter å bruke flere aktiveringer av den seismiske energikilden (flere "avfyringer"eller "skudd") for å registrere et antall sensormålinger fra hovedsakelig samme undergrunns-struktur og så summere eller "stakke" disse målingene for å forbedre signalstyrken mens virkningen av tilfeldig eller inkoherent støy reduseres betraktelig.

US-patent nr. 5.818.795 som er overdratt til søkeren av foreliggende oppfinnelse, gir en detaljert oppsummering av tidligere kjente fremgangsmåter og systemer som angår problemet med støyeliminering i seismiske signaler, og beskriver også en fremgangsmåte for å redusere virkningen av "skurstøy" i seismiske signalregistreringer uten å eliminere signaler vedrørende reflektert seismisk energi.

Ved marine, seismiske undersøkelser er det kjent på området å øke den effektive undergrunns-dekningslengden til en seismisk slepekabel ved å bruke en ytterligere seismisk energikilde i en adskilt posisjon langs undersøkelseslinjen (bevegelsesretningen til det seismiske fartøyet). Den ytterligere seismiske energikilden kan slepes foran eller bak det fartøyet som sleper den andre kilden og/eller den ene eller de flere seismiske slepekablene. Generelt innbefatter fremgangsmåter som er kjent på området, avfyring av den første kilden og registrering av signaler som er et resultat av dette, å vente en valgt forsinkelsestid for å tillate seismisk energi fra den første kilden og dø hen, og så aktivere den andre kilden. US-patent nr. 5.7 61.152 som eies av søkeren av foreliggende patent, beskriver en fremgangsmåte og et system for marine, seismiske undersøkelser som øker utbyttet (antall registrerte refleksjoner fra en og samme reflektor), og dermed signal/støy-forholdet til de seismiske signalene uten å føre til problemer med slepemotstand, sammenfloking, komplisert dekkshåndtering og minsket signal/støy-forhold i forbindelse med økt slepekabellengde, økt antall slepekabler og økt avstand mellom slepekabler. Kilde- og streamer-avstander (offset) og tidspunkt for avfyring av den fremre og den bakre fartøyskilden i en tids-forsinkelsessekvens blir optimalisert for å øke utbytte samtidig som det unngås at de seismiske signalene som er et resultat fra kilden til et fartøy, innvirker på de seismiske signalene som er et resultat av kilden til det andre fartøyet.

En begrensning til fremgangsmåter som er kjent på området for bruk av mer enn en seismisk kilde, slik som beskrevet i '152-patentet, er for eksempel at det er nødvendig å vente et betydelig tidsrom, vanligvis flere sekunder eller mer, mellom avfyring av den første kilden og avfyring av den andre kilden for å muliggjøre identifikasjon av energien i de registrerte seismiske signalene som er blitt forårsaket av den første eller den andre seismiske kilden. Slik identifikasjon er nødvendig for på riktig måte å tolke undergrunns-strukturer fra de detekterte seismiske signalene. Ventetiden mellom avfyring av den første kilden og den andre kilden reduserer den hastighet som de seismiske undersøkelsene kan utføres og registreres med, og reduserer dermed effektiviteten ved utførelse av slike undersøkelser. Følgelig er det ønskelig å kunne redusere ventetiden i seismiske under-søkelser med flere kilder til et minimum.

Oppsummering av oppfinnelsen

Et aspekt ved oppfinnelsen er en fremgangsmåte for å separere energi som er et resultat av aktivering av minst to forskjellige seismiske energikilder, fra seismiske signaler. De seismiske energikildene blir aktivert for å tilveiebringe et variabel tidsforsinkelse mellom suksessive aktiveringer av en første og en annen av kildene. Fremgangsmåten innbefatter å sortere de seismiske signalene slik at hendelser i disse som er et resultat av aktiveringer av den første kilden hovedsakelig er koherente i alle rommessige retninger. De første kildekoherenssorterte signalene blir så koherensfiltrert. Fremgangsmåten innbefatter så å sortere de seismiske signalene slik at hendelser i disse som er et resultat av aktiveringer av den andre kilden, er hovedsakelig koherente i alle romlige retninger. De andre kildekoherens-sorterte signalene blir så koherensfiltrert. I en utførelses-form omfatter koherensfiltreringen veid skråstakk-behandling.

En annen mulighet er en fremgangsmåte for seismiske undersøkelser der fremgangsmåten innbefatter å slepe en første seismisk energikilde og minst et seismisk sensor-system. En annen seismisk energikilde blir slept i en valgt avstand fra den første seismiske energikilden. Den første seismiske energikilden og den andre seismiske energikilden blir aktivert i et antall avfyringssekvenser. Hver av avfyringssekvensene innbefatter å avfyre den første kilde, og avfyre den annen kilde og å registrere de signalene som detekteres av det minst ene seismiske sensorsystemet. Et tidsintervall mellom avfyring av den første kilden og den andre kilden varierer mellom suksessive avfyringssekvenser. De seismiske signalene blir sortert sli at hendelser i disse som er et resultat av aktivering av den første kilden, er hovedsakelig koherente i alle romlige retninger. De første kildekoherenssorterte signalene blir koherensfiltrert. De seismiske signalene blir så sortert slik at hendelser i disse som er et resultat av aktiveringer av den andre kilden, er hovedsakelig koherente i alle romlige retninger, og de andre kildekoherenssorterte signalene blir koherensfiltrert. I en utførelsesform omfatter koherensfiltreringen veid skråstakk-behandling.

Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå tydelig av den følgende beskrivelse og de vedføyde patentkravene.

Kort beskrivelse av tegningene

Fig. 1 er et diagram over en utførelsesform av et marint,

seismisk innsamlingssystem i henhold til oppfinnelsen.

Fig. 2 viser et eksempel på seismiske energibaner (strålebaner) fra en kilde til et antall seismiske mottakere som slepes av et fartøy, når den seismiske energien reflekteres fra en akustisk impedansgrense. Fig. 3 viser et eksempel på seismiske strålebaner for seismisk energi fra en kilde som slepes av et kildefartøy til de seismiske mottakerne som slepes av det seismiske registreringsfartøyet på fig. 1. Fig. 4-13 viser registreringseksempler av individuelle mottakersignaler fra "skuddeksemplene" som er vist på fig. 2 og 3, for å forklare en innsamlings-teknikk i henhold til et aspekt ved oppfinnelsen. Fig. 14 viser et flytskjema over en utførelsesform av en

fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen.

Fig. 15 viser et flytskjema over en utførelsesform av en

fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse

Oppfinnelsen angår generelt fremgangsmåte for innsamling av marine seismikkdata som benytter mer enn en seismisk energikilde, eller kildegruppe. Kildene eller kildegruppene er anordnet i adskilte posisjoner langs eller parallelt med en undersøkelseslinje. Ved å bruke adskilte kilder eller kildegrupper blir det mulig å øke den effektive undergrunns dekningen til en "linje", "streng" eller gruppe med seismiske mottakere (sensorer) i forhold til hva som kan være mulig ved bare å bruke en enkelt kilde eller kildegruppe. Oppfinnelsen angår også fremgangsmåter for å identifisere hvilken av de seismiske kilder som forårsaket spesielle hendelser i de signaler som detekteres ved hjelp av de seismiske sensorene. Å identifisere hvilke seismiske kilder som forårsaket de spesielle hendelsene er viktig for å bestemme undergrunns-strukturer fra de seismiske signalene, og kan brukes til å redusere virkningene av koherent og tilfeldig støy i de registrerte seismiske signalene.

I den etterfølgende beskrivelsen blir uttrykket "seismisk kilde" brukt til å beskrive en enkelt seismisk kilde eller en gruppe seismiske energikilder. Kildene kan for eksempel være luftkanoner og vannkanoner. Når en gruppe luftkanoner eller vannkanoner brukes, blir kanonene avfyrt hovedsakelig samtidig for å frembringe et enkelt "skudd" med seismisk energi. Antallet individuelle luftkanoner eller vannkanoner i en realisering av en "seismisk kilde" er derfor ikke en begrensning av oppfinnelsens rekkevidde. Et seismisk fartøy vil typisk slepe en, to eller flere slike seismiske kilder som hver blir aktivert (avfyrt) ved separate tider. I den følgende beskrivelse av fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen, blir det brukt to slike seismiske kilder. Det skal tydelig bemerkes at en fremgangsmåte og et system i henhold til oppfinnelsen kan ha to kilder slept som en enkelt kilde slept fra et eneste seismisk fartøy fulgt av en annen kilde slept av et annet "kildefartøy", eller mer enn to kilder kan slepes av ett eller flere slike fartøy. Der hvor mer enn ett seismisk fartøy og/eller kildefartøy blir brukt i en spesiell undersøkelse, er det heller ikke nødvendig at hvert av fartøyene opererer sammen i undersøkelsen for å slepe det samme antall kilder.

Fig. 1 viser et eksempel på et marint, seismisk data-innsamlingsarrangement hvor arrangementet på fig. 1 kan brukes til å registrere seismiske signaler som kan behandles ved bruk av fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen. Et seismisk registreringsfartøy (SEV) 1 sleper første seismiske kilde SAl, SA2, og en eller flere "slepekabler" eller seismiske sensorgrupper som vist ved 2a-2d.

Hvor slepekabel 2a-2d innbefatter et antall seismiske sensorer (vanligvis hydrofoner - ikke vist individuelt) anordnet på denne ved adskilte posisjoner langs hver slepekabel 2a-2d. Slepekablene 2a-2d er anordnet langs linjer som er hovedsakelig parallelle med undersøkelseslinjen 5. Sensorene (ikke vist) i slepekablene 2a-2d er operativt koblet til et registreringssystem 6 anordnet på SEV 1.

Et kildefartøy (SOV) 4 følger etter SEV 1 langs under-søkelseslinjen 5. SOV 4 sleper andre seismiske kilder SBl-SB2. De andre kildene SBl, SB2 blir slept i en valgt avstand fra de første kildene SAl, SA2.

Det seismiske registreringssystemet 6 kan også innbefatte navigasjonsutstyr (ikke vist separat) for å muliggjøre nøyaktig bestemmelse av posisjonen til fartøyene 1, 4 og de enkelte sensorene (ikke vist separat) etter hvert som seismiske signaler blir registrert. Det seismiske registreringssystemet 6 kan også innbefatte en kilestyringsenhet som selektivt styrer aktivering av den ene eller de flere kildene som slepes av SEV 1 og av SOV 4. Tidsstyring av kildeaktiveringen ved hjelp av kildestyringsenheten (ikke vist separat) vil bli forklart nærmere.

Hver av de seismiske kildene SAl, SA2, SBl, SB2 i denne utførelsesformen, vil som tidligere forklart, vanligvis innbefatte en gruppe luftkanoner. Slike grupper blir blant annet brukt til å frembringe "hvit" seismisk energi (som innbefatter et bredere frekvensområde og som har nesten konstant amplitude for disse frekvensene). Fig. 1 viser også de andre kildene SB2-SB2 slept av SOV 4 bak det seismiske fartøyet 1. De andre seismiske kildene kan alternativt slepes foran SEV 1 i en valgt avstand. I andre utførelsesformer kan det seismiske innsamlingssystemet innbefatte ytterligere kildefartøy, vist generelt ved 7 og 8 på fig. 1. Disse ytterligere kildefartøyene 7,8 kan hvert slepe en eller flere ytterligere seismiske kilder, vist generelt ved SCI og SC2.

De første SAl, SA2 og de andre SBl, SB2 seismiske energikildene blir brukt i marine seismiske undersøkelser til å øke dekningsarealet for de seismiske data som detekteres av slepekablene 2a-2d, og registrert av registreringssystemet 4. Hver av kildene SAl, SA2, SBl, SB2 vil vanligvis bli aktivert i en sekvens som reduserer interferens i de registrerte signalene. For formålet med den etterfølgende beskrivelse av fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen, kan en "første kilde" være en hvilken som helst av de kildene som slepes av SEV 1, idet disse er kildene SAl og SA2. En "annen kilde" som referert til i beskrivelsen, kan være en av de kildene som slepes av SOV 4, idet disse kildene er SBl og SB2.

Som forklart tidligere, vil man forstå at for å definere omfanget av oppfinnelsen, er det ikke nødvendig å ha et separat kildefartøy eller separate kildefartøyer til å slepe den annen kilde (eller ytterligere kilder) som vist på fig. 1, selv om et slikt separat kildefartøy gir praktiske fordeler slik som å øke den effektive undergrunnsdekningen til slepekablene 2a-2d som kjent på området. For å definere omfanget av oppfinnelsen er det bare nødvendig å ha to seismiske energikilder hvor den andre seismiske energikilden (eller kildegruppen) blir slept langs (eller parallelt med) en undersøkelseslinje, slik som 5 på fig. 1, i en valgt avstand fra den første seismiske kilden (eller kildegruppen).

Under innsamling av seismiske signaler blir de første kildene SAl, SA2 og de andre kildene SBl, SB2 sekvensielt avfyrt i et antall avfyringssekvenser hvis takt vil bli nærmere forklart, og signaler detektert av sensorene (ikke vist) på slepekablene 2a-2d blir registrert ved hjelp av registreringssystemet 6.

Fig 2 viser et eksempel på baner 21 (strålebaner) for seismisk energi mens den forplanter seg fra den første kilden eller kildegruppene (SA1-SA2 på fig. 1), posisjonen langs undersøkelseslinjen (5 på fig. 1) som er vist ved 20, nedover gjennom vannet 26 5il en akustisk undergrunnsimpedansgrense (laggrense) 24. Noe av den seismiske energien blir reflektert fra laggrensen 24 og forplanter seg oppover gjennom vannet 26 hvor den blir detektert av sensorene på hver av slepekablene

(2a-2d på fig. 1), idet posisjonene til noen av disse er vist ved 22. Strålebanene 21 som er vist på fig. 2, svarer til den bane som den seismiske energien bruker til lå nå den tiende sensoren i en av slepekablene (2a-2d på fig. 1), hvis

registreringer vil bli vist forklart nedenfor under henvisning til fig. 4-13.

Fig. 3 viser strålebaner 31 for akustisk energi som forplanter seg fra de andre kildene (SB1-SB2) som vist på fig. 1), hvis posisjon er vist ved 30 på fig. 3. Sensor-posisjonene 22 er hovedsakelig de samme som de som er vist på fig. 2 fordi den andre kilden (eller gruppen) blir aktivert med en tidsforsinkelse i forhold til aktiveringen av den første kilden (eller gruppen) slik at det seismiske fartøyet og kildefartøyet, og dermed de slepte kildene og mottakerne, beveger seg bare en meget liten avstand langs vannet 22 under forsinkelsestiden. På fig. 3 blir posisjonen til den andre kilden 30 i forhold til slepekablene og den første kilden typisk valgt slik at strålebanene fra 31 fra den andre kilden har andre refleksjonsposisjoner langs grensen 24 enn strålebanene fra den første kilden, slik som vist på fig. 2.

Som forklart ovenfor i forbindelse med teknikkens stand, innbefatter tidligere kjente fremgangsmåter for bruk av to eller flere adskilte kilder i et arrangement som vist på fig. 1, å avfyre den første kilden, og å vente før avfyring av den andre kilden et tilstrekkelig tidsrom til at signalene som detekteres av sensorene som et resultat fra avfyringen av den første kilden, hovedsakelig har dødd hen. I fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen blir den andre kilden avfyrt etter en forholdsvis kort, valgt forsinkelsestid etter avfyring av den første kilden slik at signaler fra den første kilden som har betydelig amplitude, fremdeles blir detektert av sensorene.

I en fremgangsmåte ifølge et aspekt ved oppfinnelsen blir den første kilden aktivert eller "avfyrt", og en registrering blir tatt av signalene som detekteres av sensorene som blir indeksert til en kjent tidsreferanse i forhold til avfyringstidspunktet for den første kilden. Den andre kilden (eller gruppen) blir så avfyrt ved en forutbestemt forsinkelsestid etter avfyringen av den første kilden, mens signalregistreringen fortsetter. Avfyring av den første kilden, venting i den forutbestemte tidsforsinkelses-perioden og avfyring av den andre kilden blir referert til her som en "avfyringssekvens". Avfyringen av den første kilden, ventingen i et forutbestemt tidsrom før avfyringen av den andre kilden mens de seismiske signalene registreres, blir så gjentatt i en annen avfyringssekvens. Avfyrings-sekvensen blir så repetert ved å bruke en annen forsinkelsestid. Den forutbestemte tidsforsinkelsen mellom avfyring av den første kilden og avfyring av den andre kilden, er forskjellig fra den andre og for hver etterfølgende avfyringssekvens i en undersøkelse. For oppfinnelsens formål blir seismiske signaler registrert for et antall slike avfyringssekvenser, typisk tre eller flere avfyringssekvenser, der hver har en forskjellig, forutbestemt ventetid mellom avfyringen av den første kilden og avfyringen av den andre kilden.

Selv om tidsforsinkelsen varierer fra sekvens til sekvens, er tidsforsinkelsen mellom avfyring av den første kilden og den andre kilden i hver avfyringssekvens fortrinnsvis minst så lang som "småbølgetiden" til den seismiske energien som genereres av den første kilden, for å unngå interferens mellom de første og andre kildene. Tidsforsinkelsen er imidlertid vanligvis mindre enn ett sekund, men kan i noen tilfeller være noen flere sekunder. I noen utførelses-former kan tidsforsinkelsen mellom suksessive avfyringssekvenser variere på en kjent, men tilfeldig måte. I andre utførelsesformer kan tidsforsinkelsen variere på en kjent, men kvasi-tilfeldig måte. I ytterligere andre utførelses-former kan tidsforsinkelsen varieres systematisk. Eksempler på seismiske signaler som vil bli forklart nedenfor under henvisning til fig. 4-13, kan innbefatte en tidsforsinkelses-variasjon mellom suksessive avfyringssekvenser på omkring 100 mi11i s ekunder.

Avfyring av den første kilden og den andre kilden i et antall avfyringssekvenser som beskrevet ovenfor, der hver har forskjellig tidsforsinkelse, gjør det mulig å separere komponenter i de detekterte seismiske signalene som er et resultat av den første kilden og den andre kilden, som forklart nedenfor under henvisning til fig. 4-14.

Fig. 4 viser en grafisk fremstilling av amplitude indeksert til tidspunktet for kildeaktiveringen av signalene som vil bli detektert av hver av sensorene i en av slepekablene (2a-2d på fig. 1) som slepes av det seismiske fartøyet (1 på fig. 1). Signalene som er vist på fig. 4, ble syntetisert for et eksempel på en jordmodell slik som den som er vist på fig. 2 og 3. Visningen på fig. 4 viser signaler som er et resultat av en enkelt avfyring av den første kilden, fulgt av en enkelt avfyring av den andre kilde etter en forutbestemt tidsforsinkelse. Visning på fig. 4 er anordnet slik at signalet fra den sensor som slepes nærmest det seismiske fartøyet er på venstre side av fremvisningen. Sensorsignal-fremvisningene eller "trasene" som er vist fra venstre til høyre på fig. 4, representerer de individuelle sensorsignaler fra suksessivt fjernere (fra det seismiske fartøyet) av sensorene. Reflektert seismisk energi som stammer fra den første kilden (eller gruppen, hvis posisjon er vist ved 20 på fig. 2) opptrer som en hendelse med høy amplitude som kan korreleres i hver suksessive trase, som vist ved 40. Signaler fra den andre kilden (eller gruppen, hvis posisjon er vist ved 30 på fig. 3) som svarer til den reflekterte energi fra den samme undergrunnsgrensen (vist ved 24 på fig. 2 og 3) kan identifiseres ved hjelp av en annen hendelse, vist ved 42. Som ventet viser hendelsen 40 som er et resultat av den første kilden, økt ankomsttid i forhold til individuell sensoravstand fra den første kilden i et velkjent forhold kalt "utflytting" (moveout). Tilsvarende oppviser signalene fra den andre kilden utflytting for hendelse 42 i den motsatte retningen på grunn av plasseringen av den andre kilden i forhold til slepekablene (2a-2d på fig. 1) •

Tabellen på fig. 4 viser for hver kilde et tidspunkt for avfyring av hver kilde i forhold til en tidsindeks for signalregistrering. For å forkorte den følgende beskrivelse vil den første kilden (eller kildegruppen) bli referert til i tilsvarende tabeller på hver figur som "kilde A", og den andre kilden (eller kildegruppen) vil bli referert til som "kilde B". Tidsforsinkelsen mellom avfyring av kilden A og kilden B identifisert på fig. 4, er 0,1 sekunder (100 millisekunder) .

En fremvisning av syntetiserte signaler som er et resultat av en annen avfyringssekvens av kildene A og B for hver jordmodell på fig. 2 og 3, er vist på fig. 5. Avfyrings- sekvensen som de detekterte signalene er vist for på fig. 5, er gjort ved en valgt tid etter registrering av signalene fra den første avfyringen (tilsvarende signaler er vist på fig. 4). Denne valgte tiden avhenger av faktorer slik som en tilnærmet dybde som seismisk analyse fortrinnsvis skal strekke seg til, lengden av slepekablene (2a-2d på fig. 1) samt, som velkjent på området, og typisk er i et område fra omkring 8 til omkring 20 sekunder. Ankomst av refleksjonshendelser som svarer til de hendelsene som er vist ved 40 og 42 på fig. 4, er vist for kilde A ved 50 på fig. 5 og for kilde B ved 52. Som vist i tabellen på fig. 5, er den valgte tidsforsinkelsen mellom avfyring av kilde A og kilde B 0,3 sekunder (300 millisekunder). Fig. 6 viser et diagram i likhet med de som er vist på fig. 4 og 5, med tilsvarende refleksjonshendelser for kilde A vist ved 60 og for kilde B ved 62. Diagrammet på fig. 6 representerer signaler for en tredje avfyringssekvens av kildene, og hvor tidsforsinkelsen mellom avfyring av kilde A og kilde B er 0,4 sekunder (400 millisekunder). Fig. 7 viser et diagram for en fjerde avfyringssekvens av kilde A og kilde B, hvor den valgte tidsforsinkelsen mellom avfyring av kilde A og kilde B er 0,2 sekunder (200 millisekunder). Tilsvarende refleksjonshendelser 7 0 og 72 er vist for signaler fra henholdsvis kilde A og kilde B. Fig. 8 viser et diagram over signaler for en femte avfyringssekvens av kilde A og kilde B, hvor den valgte tidsforsinkelsen er 0,5 sekunder (500 millisekunder). Tilsvarende refleksjonshendelser 80 og 82 er vist for signaler fra henholdsvis kilde A og kilde B.

Refleksjonshendelser som svare til signaler fra kilde A, vist ved 40,50,60,70 og 80 på fig. 4-8, inntreffer ved meget like tidspunkter i forhold til tidspunktet ved avfyring av kilde A. Forskjeller i ankomsttid mellom traser for hver slik hendelse som svarer til kilde A, kan avhenge av den aktuelle posisjonen til det seismiske fartøyet (1 på fig. 1) ved tidspunktet for avfyring av hver kilde A, hvis posisjon er avhengig av fartøyets hastighet og tiden mellom avfyringssekvensene. Ankomsttiden for hendelsene fra kilde A kan også avhenge av jordens undergrunns-struktur blant andre faktorer. Uansett er det en meget høy grad av samsvar mellom de respektive refleksjonshendelsene 40,50,60,70,80 for kilde A på hver av fig. 4-8.

I noen utførelsesformer av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen kan detekterte seismiske signalkomponenter som svarer til avfyringen av kilde A, identifiseres i de seismiske trasene ved hjelp av en todelt prosedyre. Den første delen innbefatter å bestemme koherens mellom trasene innenfor en individuell avfyringssekvens. Denne delen kan utføres ved å velge nærliggende delsett av alle trasene (slik som et delsett på mellom fem og ti traser) som vist på fig. 4 til 8, og ved å bestemme koherens mellom de valgte trasene innenfor tidsvinduer med valgt lengde. Koherens kan bestemmes for hvert valgt trasedelsett ved å korrelere trasene med hverandre over tidsvinduene med valgt lengde. Et resultat av korrelasjonen er en kurve eller trase hvis amplitude representerer graden av overensstemmelse fra trase til trase i forhold til tid.

Koherensen mellom traser bestemt i den første del av prosedyren innbefatter komponenter som også er koherente mellom avfyringssekvenser i forhold til avfyringstiden for kilde A. Disse komponentene representerer den komponent i de seismiske signalene som svarer til aktivering av kilde A. Traseoverensstemmelsen som bestemmes i den første del av fremgangsmåten, kan også innbefatte koherent støy, slik som vil være et resultat av signaler forårsaket ved aktivering av kilde B, vist som respektive hendelser 42,52,62,72 og 82 på fig. 4 til 8, eller annen koherent støy, slik som fra en skipspropell. Tilfeldig støy er hovedsakelig ikke tilstede i de tilsvarende trasene fordi tilfeldig støy hovedsakelig ikke har noen overensstemmelse fra trase til trase. Den annen del av fremgangsmåten innbefatter å separere komponentene til de signalene som forårsakes av kilde A fra koherent støy. I en utførelsesform kan separasjon av komponenten fra kilde A utføres ved å generere koherensmål (traser) fra trase til trase, slik som nettopp beskrevet, for hver av antallet avfyringssekvenser. Koherenstrasene som svarer til hverandre, blir så korrelert med hverandre mellom avfyringssekvenser for å generere koherenstraser fra skudd til skudd. De resulter- ende koherenstraser fra skudd til skudd vil hovedsakelig representere seismiske signaler som bare resulterer fra kilden A. Koherent støy fra kilde B og andre koherente støykilder vil hovedsakelig være fraværende fra koherenstrasene fra skudd til skudd.

Grunnen til at "støyen" fra kilde B hovedsakelig fjernes ved koherensbestemmelsen fra skudd til skudd, kan forklares på følgende måte. Som en kan se på fig. 4 til 8, er ankomsttiden til de respektive og suksessive hendelsene fra kilde B 42,52,62,72,82 meget like mellom individuelle traser, og vil dermed oppvise en høy koherens fra trase til trase. Koherens-forskjell i hendelser fra kilde B er hovedsakelig mellom avfyringssekvenser (når tiden blir indeksert i forhold til avfyringstiden for kilde A). Denne differansen i koherens i hendelser fra kilde B er primært på grunn av den forskjellige tidsforsinkelsen mellom avfyring av kilde A og kilde B i hver avfyringssekvens. Selv om hendelsene 42,52,62,72,82 derfor kan vise høy koherens fra trase til trase, vil de hovedsakelig ikke ha noen koherens fra skudd til skudd når registreringstiden blir indeksert til kilde A. Koherent støy, slik som fra en skipspropell, vil vise lignende koherens fra trase til trase, men forholdsvis liten koherens fra skudd til skudd.

Når dermed de "sanne" seismiske signalene som stammer fra den første kilden (kilde A) er identifisert, innbefatter en utførelsesform av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen videre å identifisere de "sanne" seismiske signalene som stammer fra den andre kilden (kilde B). Dette kan utføres ved tidsinnretting av signalene fra hver avfyringssekvens i forhold til avfyringstiden for kilde B. I noen utførelsesformer kan dette gjennomføres ved å anvende en tidsforsinkelse på hver trase slik at signalene fra kilde B alle representerer den samme tidsforsinkelse fra starten av signalregistreringen eller fra en valgt tidsindeks relatert til tidspunktet for avfyring av kilde B. Fig. 9 viser et trasediagram for de samme signalene som er vist på fig. 4, men med tillegg av en tidsforsinkelse på 0,4 sekunder, som vist i tabellen på fig. 9. Fig. 10 viser de samme signal-trasene som vist på fig. 5, men med tillegg av en tids forsinkelse på 0,2 sekunder. Likeledes viser fig. 11 til 13 traser som svarer til de trasene som er vist på fig. 6 til 8, men med tidsforsinkelser på henholdsvis 0,1, 0,3 og 0,0 sekunder. Tilsvarende refleksjonshendelser for signalene fra kilde A og kilde B er vist på fig. 9 til 13 ved henholdsvis 90 og 92, 100 og 102, 110 og 112, 120 og 122, og 130 og 132.

På fig. 9 til 13 har de signalene som stammer fra aktivering av den andre kilden (kilde B) i hver avfyringssekvens, nå hver en tidsforsinkelse fra starten av registreringen (i dette tilfelle avfyringen av kilde A som en tidsreferanse) på 0,5 sekunder, og blir følgelig hovedsakelig tidsinnrettet. Et sant seismisk signal fra den andre kilden (kilde B) kan så identifiseres ved å bruke koherens-bestemmelse fra trase til trase og fra skudd til skudd, slik som benyttet til å bestemme de sanne seismiske signalene fra den første kilden hvor de første kildeavfyringene er tidsinnrettet fra starten av registreringen, som tidligere forklart ved referanse til fig. 4 til 8.

De foregående utførelsesformene av oppfinnelsen er beskrevet uttrykt ved å ha to seismiske energikilder plassert i adskilte posisjoner. Oppfinnelsen er imidlertid ikke begrenset til å ha bare to kilder og til å identifisere to komponenter fra trase til trase og fra skudd til skudd. I andre utførelsesformer kan tre eller flere kilder brukes. I slike utførelsesformer blir den tredje og eventuelle etter-følgende kilder avfyrt sekvensielt i hver avfyringssekvens. Det systemet som er vist på fig. 1, innbefatter for eksempel seks kilder SAl,SA2,SBl,SB2,SCI,SC2. En tredje kilde som kan være en hvilken som helst av de gjenværende uavfyrte kildene i systemet på fig. 1, blir avfyrt etter en valgt tidsforsinkelse etter at den andre kilden er avfyrt. Tidsforsinkelsen mellom avfyring av den andre kilden og den tredje kilden er forskjellig fra tidsforsinkelsen mellom avfyring av den første kilden og den andre kilden. Forsinkelsen mellom avfyring av den andre kilden og den tredje kilden er også forskjellig i hver avfyringssekvens. Som i de foregående utførelsesformene blir det foretrukket at tidsforsinkelsen mellom kildeavfyringer i enhver sekvens er minst så lang som småbølgetiden for den umiddelbart foregående kildeavfyring. Forsinkelsestidene kan være tilfeldige, kvasitilfeldige eller systematisk bestemt som i de foregående utførelsesformene, og behøver bare å være kjent. I utførelsesformer som benytter tre eller flere kilder, innbefatter bestemmelse av koherente signalkomponenter som identifiseres til den tredje og eventuelle ytterligere kilder, tidsinnretting av de registrerte signalene i forhold til den kilde for hvilke refleksjonshendelser fortrinnsvis skal identifiseres, og å bestemme koherente komponenter i de tidsinnrettede signalene fra trase til trase og fra skudd til skudd.

Det er blitt bestemt at visse typer koherensbehandling for å bestemme hviike av de seismiske kildene som forårsaket spesielle hendelser i de detekterte seismiske signalene, kan tilveiebringe forbedret separasjon av hendelsene i de registrerte seismiske signalene svarende til hver av kildene. En utførelsesform av en slik koherensbehandling vil nå bli forklart i forbindelse med fig. 14. Ved 134 på fig. 14 blir seismiske data registrert som forklart overfor i forbindelse med fig. 1-8, sortert til et første tredimensjonalt domene, slik at signaler som er et resultat av aktiveringer av den første seismiske kilden (eller kilde A) er koherente i alle romlige retninger. Et foretrukket domene innbefatter å sortere individuelle traser slik at langs en romlig akse, representerer trasene signaler innsamlet slik at mottakerne (seismiske sensorer) i hver av slepekablene (2a-2d på fig. 1) er anbragt ved hovedsakelig samme geografiske posisjon langs vannoverflaten ved avfyringstidene til den første kilden. Et plan perpendikulært til den valgte romaksen (og parallell med tidsaksen i et tredimensjonalt registreringssnitt) vil derfor bli kalt "et felles kanalplan". Traser sortert i det felles kanalplandomenet i forhold til de første kildeaktiverings-tidene vil ha signaler som er koherente med hensyn til aktiveringen av den første kilden. Signalene i traser sortert i det felles kanalplan i forhold til den første kilden vil være hovedsakelig inkoherente i forhold til aktiveringstidene for den andre kilden. Hensiktsmessig vil trasesortering for å tilveiebringe koherens i forhold til aktivering av den første kilden, bli kalt "første kildekoherenssortering". I en

realisering av koherenssortering blir de seismiske trasene

sortert i et tredimensjonalt volum hvor felles kanaler er anbragt langs en romlig akse, og felles skudd er anordnet langs den andre romlige aksen.

I en annen realisering av koherenssortering blir de seismiske trasene sortert slik at traser med felles dybde-punkt (CDP, common depth point) blir anordnet langs en romlig akse, og felles offset blir anordnet langs den andre romlige aksen.

Etter den første kildekoherenssortering, blir de koherenssorterte trasene koherensfiltrert. Koherensfiltrering vil fjerne en betydelig andel av den inkoherente energi som er tilstede i de sorterte dataene. I foreliggende utførelses-form, som vist ved 136 på fig. 14, innbefatter koherens-filtreringen veid skråstakk-behandling. Veid skråstakk-behandling er beskrevet i US-patentsøknad nr. 09/767.650 inngitt 22. januar 2001 og overdratt til søkeren av foreliggende patentsøknad, og inkorporeres herved ved referanse. Som beskrevet mer detaljert i '650-søknaden, innbefatter veid skråstakk-behandling å transformere de sorterte trasene fra rom/tids-domenet, Sx,y(t) til skråstakk-domenet (i-Px/Py) • I den foreliggende utførelsesformen blir transformasjonen av trasene til skråstakk-området utført ved å bruke en Radon-transformasjon. En Radon-transformasjon kan benytte en ligning slik som den følgende, hvor T representerer settet med transformerte data:

I den foregående ligningen representerer N antallet traser, Sx,y representerer et delsett av hele trasevolumet, og Fx,y representerer en skaleringsfunksjon. I den foregående ligningen representerer x avstanden langs en første retning, og y representerer avstanden langs en annen retning. De avstandene som svarer til seismiske sensorposisjoner på vannoverflaten ved det tidspunkt da de tilsvarende trasene ble registrert. Pxrepresenterer en helning i den første retningen, py representerer en helding i den andre retningen, a og b representerer for den første (x)retningen, og c og d representerer for den andre (y)retningen, endepunktene langs hver respektiv retning av det romlige volumet som skal transformeres, t representerer avskjæringstiden i T-px,Py-domenet.

Etter transformering av de koherenssorterte trasene, kan de transformerte trasene behandles for å utelukke alle deler av disse bortsett fra de som representerer koherent energi i forhold til aktiveringstider for den første kilden. En invers Radon-transformasjon kan så utføres for å tilbakeføre de koherensfiltrerte trasene til rom/tids-domenet. Resultatet er et sett med traser som innbefatter energi som hovedsakelig er et resultat fra aktivering av den første kilden, som vist ved 138 på fig. 14.

Deretter kan de opprinnelig registrerte, seismiske trasene sorteres til et domene som er koherent i forhold til aktiveringstider av den andre kilden (eller kilde B), som vist ved 140 på fig. 14. I den foreliggende utførelsesformen kan sorteringen utføres til det felles kanal/felles skudd-domenet i forhold til den andre kilden. Alternativt kan de seismiske trasene sorteres til CDP/felles offset-domene. I likhet med den første kildekoherens-sorteringen kan sortering av de registrerte trasene for å tilveiebringe koherens i forhold til aktiveringer av den andre kilden, hensiktsmessig kalles "annen kildekoherens-sortering". De andre kildekoherens-sorterte trasene kan så skråstakk-behandles som vist ved 142 på fig. 14 og som tidligere forklart i forbindelse med de første kildekoherens-sorterte trasene. Resultatet av den kombinerte annen kildekoherens-sortering og skråstakk-behandlingen er sett med traser som innbefatter energi som primært er et resultat fra aktivering av den andre kilden, som vist ved 144 på fig. 14.

Teoretisk tilveiebringer de to trasesettene som genereres som forklart ovenfor, trasesett som innbefatter energi som bare er et resultat av aktivering av henholdsvis den første kilden og den andre kilden. I praksis er imidlertid koherensfiltrering, innbefattende veid skråstakk-behandling, ikke perfekt. Endel energi som er et resultat fra aktiveringer av den andre kilden, kan følgelig være tilbake i det trasesettet som svarer til aktiveringen av den første kilden, og endel energi som svarer til aktiveringen av den første kilden, kan være tilbake i det trasesettet som svarer til aktivering av den andre kilden. I en utførelsesform, og under henvisning til fig. 15, kan separeringen av seismisk energi som er et resultat av den første kilden og den andre kilden i hvert av de respektive trasesettene, forbedres ved hjelp av den følgende prosessen.

Først blir de trasesettene som representerer energi hovedsakelig fra den første kilden og fra den andre kilden frembrakt som forklart ovenfor, begge subtrahert, som vist ved 146, fra det opprinnelig registrerte trasesettet for å frembringe et "resttrase-sett". Resttrase-settet innbefatter energi fra den første kilden og energi fra den andre kilden som ikke ble separert ved å bruke den ovenfor beskrevne koherenssorteringen og skråstakk-behandlingen.

Resttrase-settet blir så behandlet som forklart ovenfor i forbindelse med det opprinnelig registrerte settet. Først blir resttrase-settet sortert for å være koherent med den første kilden (koherenssortert til den første kilden), som vist ved 148. Så blir de koherenssorterte, første restkilde-trasene transformert til skråstakk-domene, og inkoherent energi blir så fjernet fra de koherenssorterte, transformerte resttrasene som vist ved 150. Den koherente energien som er igjen i de behandlede trasene, kan inverstransformeres til rom/tid-domenet. Resultatet blir at et trasesett som har koherent energi i forhold til de første kildeaktiveringene som fremdeles er tilbake i resttrasene, og mesteparten av den gjenværende energien som ikke er koherent i forhold til aktivering av den første kilden, fjernet.

Resttrase-settet blir så sortert, som vist ved 156, for å bli koherent i forhold til den andre kilden, og veid skråstakk-behandling som vist ved 158, blir så utført for å separere energi som ikke er koherent i forhold til de andre kildeaktiveringene. Resultatet blir at et trasesett som har koherent energi i forhold til de andre kildeaktiveringene som fremdeles er tilbake i resttrasene, og mesteparten av eventuell energi som ikke er koherent i forhold til aktivering av den andre kilden, fjernet.

En valgt parameter som svarer til mengden med koherent energi i forhold til hver av kildene i hvert av trasesettene som behandles som ovenfor (koherensbehandlede resttraser) fra resttrase-settet, kan så sammenlignes med en valgt terskel. Sammenligning av de respektive, behandlede trasesettene er vist ved 152 og 160 på fig. 15. Ifølge en utførelsesform kan den valgte terskelen være en total energi i trasene. I en annen utførelsesform kan den valgte terskelen være en topp-amplitude i trasen. Ifølge en annen utførelsesform kan den valgte terskelen være en gjennomsnittsamplitude i trasene. Uansett hvilken parameter som brukes til å velge terskelen, hvis de koherensbehandlede resttrasene overskrider den valgte terskelen, kan de koherensbehandlede resttrasene så subtra-heres fra resttrasene, og ovennevnte prosess kan gjentas inntil terskelen ikke blir overskredet. Eventuell energi som er tilbake i de endelig koherensbehandlede resttrasene, kan så adderes som vist ved henholdsvis 154 og 162, til de tilsvarende koherensbehandlede trasene som er brukt som inngang til den restbehandlingen som er beskrevet ovenfor i forbindelse med fig. 14.

De ovennevnte utførelsesformer av en fremgangsmåte for å bestemme hvilke komponenter i et seismisk signal som er et resultat av en spesiell av et antall seismiske kilder, kan være i form av et dataprogram lagret på et datamaskinlesbart medium. Programmet innbefatter logikk som kan opereres til å forårsake at en programmerbar datamaskin utfører de trinn som er forklart ovenfor under henvisning til fig. 14 og 15.

Utførelsesformer av en fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen gjør det mulig å registrere seismiske undersøkelser ved å benytte et antall kilder anordnet i adskilte posisjoner slik at undergrunnsdekningen til hver "slepekabelsensor" blir økt sammenlignet med fremgangsmåter som benytter bare en eneste kilde. Sammenlignet med fremgangsmåter som er kjent på området og som benytter flere, adskilte kilder, kan fremgangsmåter i henhold til oppfinnelsen tilveiebringe den ytterligere fordel å redusere en ventetid mellom avfyring av kildene i avfyringssekvenser fordi signaler fra hver av antallet kilder kan identifiseres entydig i en skuddsekvens. Utførelsesformer av en fremgangsmåte i henhold til opp finnelsen kan derfor øke den effektiviteten med hvilken seismiske undersøkelser blir utført.

Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med et begrenset antall utførelsesformer, vil fagkyndige på området som har hatt fordelen ved å lese denne beskrivelsen, forstå at andre utførelsesformer kan tenkes, som ikke avviker fra det omfang av oppfinnelsen som er beskrevet her. Omfanget av oppfinnelsen skal følgelig bare begrenses av de vedføyde patentkravene.

Claims (30)

1. Fremgangsmåte for å separere energi som er et resultat av aktivering av minst to forskjellige seismiske energikilder slept i en vannmasse, fra seismiske signaler samlet inn ved å slepe et antall seismiske sensorer i vannmassen og ved å registrere slike signaler, karakterisert ved: å aktivere kildene ved en forskjellig tidsforsinkelse mellom aktivering av en første og en andre kilde i et antall avfyringssekvenser, å sortere de seismiske signalene slik at hendelser i disse som er et resultat av aktiveringer av den første kilden, er hovedsakelig koherent i alle romlige retninger; å koherensfiltrere de første koherenssorterte kildesignalene; å sortere de seismiske signalene slik at hendelser i disse som er et resultat av aktivering av den andre kilden fra nevnte antall avfyringssekvenser er hovedsakelig koherent i alle romlige retninger; og å koherensfiltrere de koherenssorterte signalene fra den andre kilden.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, videre omfattende: å subtrahere de første, koherensfiltrerte, koherenssorterte kildesignalene og de koherensfiltrerte, andre kildekoherenssorterte signalene fra de seismiske signalene for å generere seismiske restsignaler; å sortere de seismiske restsignalene slik at hendelser i disse som er et resultat fra aktiveringer av den første kilden og hovedsakelig koherent i alle romlige retninger; å koherensfiltrere de første kildekoherenssorterte restsignalene; å sortere de seismiske restsignalene slik at hendelser i disse som er et resultat fra aktiveringer av den andre kilden, er hovedsakelig koherent i alle romlige retninger; og å koherensfiltrere de koherenssorterte restsignalene fra den andre kilden.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende: å bestemme om en verdi av en parameter i de koherensfiltrerte, første kildesorterte og andre kildesorterte restsignaler overskrider en valgt terskel, hvor parameteren er relatert til en energimengde i et seismisk signal; å subtrahere de koherensfiltrerte, første kildesorterte restsignalene og de koherensfiltrerte andre kildesorterte restsignalene fra restsignalene, og å gjenta sorteringen og koherensfiltreringen inntil verdien faller under den valgte terskelen.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvor parameteren omfatter en topptrase-amplitude.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvor parameteren omfatter traseenergi.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 3, hvor parameteren omfatter gjennomsnittlig traseamplitude.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende å addere de koherensfiltrerte, første kildesorterte restsignalene til de koherensfiltrerte, første kildesorterte, seismiske signalene.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 2, videre omfattende å addere de koherensfiltrerte, andre kildesorterte restsignalene til de koherensfiltrerte, andre kildesorterte, seismiske signalene.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor sorteringen av de seismiske signalene omfatter å generere en felles kanalplan-samler i forhold til den første kilden.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor sorteringen av de seismiske signalene omfatter å generere en felles kanalplan-samler i forhold til den andre kilden.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor koherensfiltreringen omfatter skråstakk-behandling.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor skråstakk-filtreringen omfatter å transformere traser til tau/p-domenet, å ekskludere deler av de transformerte trasene som svarer til andre energier enn en koherensreferanse, og å inverstransformere deler av de trasene som har energi ekskludert i tid/rom-domenet.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor transformeringen til tau/p-domenet omfatter å utføre en Radon-transformasjon.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor sorteringen omfatter å sortere seismiske traser til det felles kanal/felles skudd-domenet.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor sorteringen omfatter å sortere seismiske traser til det felles dybdepunkt/felles offset-domenet.

16. Program lagret på et datamaskinlesbart medium, hvor programmet erkarakterisert vedå innbefatte logikk innrettet for å få en programmerbar datamaskin til å utføre trinn som omfatter: å sortere seismiske signaler som er et resultat av aktivering av minst to forskjellige seismiske energikilder, hvor kildene blir aktivert for å tilveiebringe en variabel tidsforsinkelse mellom suksessive aktiveringer av en første og en annen av kildene, der sorteringen blir utført slik at hendelser i disse som er et resultat fra aktiveringer av den første kilden, hovedsakelig blir koherente i alle romlige retninger; å koherensfiltrere de første kildekoherenssorterte signalene; å sortere de seismiske signalene slik at hendelser i disse som er et resultat av aktiveringer av den andre kilden, hovedsakelig blir koherente i alle romlige retninger; å koherensfiltrere de andre kildekoherens-sorterte signalene.

17. Program ifølge krav 16, videre omfattende logikk innrettet for å få datamaskinen til å utføre: å subtrahere de koherensfiltrerte, første kildekoherens-sorterte signalene og de koherensfiltrerte, andre kildekoherens-sorterte signalene fra de seismiske signalene for å generere seismiske restsignaler; å sortere de seismiske restsignalene slik at hendelser i disse som er et resultat fra aktiveringer av den første kilden, er hovedsakelig koherent i alle romlige retninger; å koherensfiltrere de første kildekoherens-sorterte restsignalene; å sortere de seismiske restsignalene slik at hendelser i disse som er et resultat av aktiveringer av den andre kilden, er hovedsakelig koherent i alle romlige retninger; og å koherensfiltrere de andre, kildekoherens-sorterte restsignalene.

18. Program ifølge krav 17, videre omfattende logikk innrettet for å få datamaskinen til å utføre: å bestemme om en verdi for en parameter i de koherensfiltrerte, første kilde- og andre kilde-sorterte restsignaler overskrider en valgt terskel, hvor parameteren er relatert til en energistørrelse i et seismisk signal; å subtrahere de koherensfiltrerte, første kildesorterte restsignalene og de koherensfiltrerte, andre kildesorterte restsignalene fra restsignalene; å gjenta sorterings- og koherens-filtreringen inntil verdien faller under den valgte terskelen.

19. Program ifølge krav 16, hvor parameteren omfatter trasetoppamplitude.

20. Program ifølge krav 16, hvor parameteren omfatter transeenergi.

21. Program ifølge krav 16, hvor parameteren omfatter gjennomsnittlig transeamplitude.

22. Program ifølge krav 17, videre omfattende logikk innrettet for å få datamaskinen til å utføre addering av de koherensfiltrerte, første kildesorterte restsignalene til de koherensfiltrerte, første kildesorterte seismiske signalene.

23. Program ifølge krav 17, videre omfattende logikk innrettet for å få datamaskinen til å utføre addering av de koherensfiltrerte, andre kildesorterte restsignalen til de koherensfiltrerte, andre kildesorterte, seismiske signalene.

24. Program ifølge krav 16, hvor sorteringen av de seismiske signalene omfatter å generere en felles kanalplan-samler i forhold til den første kilden.

25. Program ifølge krav 16, hvor sorteringen av de seismiske signalene omfatter å generere en felles kanalplan-samler i forhold til den andre kilden.

26. Program ifølge krav 16, hvor koherensfiltreringen omfatter skråstakk-behandling.

27. Program ifølge krav 26, hvor skråstakk-filtreringen omfatter å transformere traser til tau/p-domenet, å utelukke deler av de transformerte trasene som svarer til andre energier enn en koherensreferanse, og å inverstransformere deler av de trasene som har den ekskluderte energien til tid/rom-domenet.

28. Program ifølge krav 27, hvor transformeringen til tau/p-domenet omfatter å utføre en Radon-transformasjon.

29. Program ifølge krav 16, hvor sorteringen omfatter å sortere seismiske traser til felles kanal/felles skudd-domenet.

30. Program ifølge krav 16, hvor sorteringen omfatter å sortere seismiske traser til felles dybdepunkt/felles offset-domenet.