NO335028B1 - Arrangement av seismiske kilder - Google Patents

Arrangement av seismiske kilder Download PDF

Info

Publication number
NO335028B1
NO335028B1 NO20024562A NO20024562A NO335028B1 NO 335028 B1 NO335028 B1 NO 335028B1 NO 20024562 A NO20024562 A NO 20024562A NO 20024562 A NO20024562 A NO 20024562A NO 335028 B1 NO335028 B1 NO 335028B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
seismic
source group
sources
seismic source
azimuth
Prior art date
Application number
NO20024562A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20024562L (no
NO20024562D0 (no
Inventor
Jon-Fredrik Hopperstad
Johan-Fredrik Synnevaag
Peter Leonard Vermeer
Original Assignee
Westerngeco As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Westerngeco As filed Critical Westerngeco As
Publication of NO20024562L publication Critical patent/NO20024562L/no
Publication of NO20024562D0 publication Critical patent/NO20024562D0/no
Publication of NO335028B1 publication Critical patent/NO335028B1/no

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • G01V1/006—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design generating single signals by using more than one generator, e.g. beam steering or focussing arrays
    • 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
    • G01V1/3861—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas control of source arrays, e.g. for far field control

Abstract

En seismisk kilde gruppe (15) omfatter et flertall seismiske kilder (26) arrangert om et sentralt punkt i kildegruppen (15) slik at en imaginær sirkel trukket med nevnte sentrale punkt i sitt senter og som omfatter alle de nevnte seismiske kildene (26) kan bli delt inn i minst tre hele sektorer, som hver omfatter et hovedsakelig identisk arrangement av seismiske kilder (26).

Description

Oppfinnelsen angår en seismisk kildegruppe og en fremgangsmåte for bruk i seismisk undersøkelse.
Seismiske data innsamles vanligvis ved å bruke grupper (eng: arrays) av seismiske kilder. I en kildegruppe, er individuelle seismiske kilder arrangert i et bestemt romlig mønster. De mest vanlige marine seismiske kildene er luftkanoner, men også vibratorer, vannkanoner og dampinjeksjonskanoner er i bruk. De mest vanlige seismiske kildene på land er vibratorer og dynamittladninger. Seismiske kildegrupper blir vanligvis dannet av én type kilde. Størrelsen og styrken til de individuelle kildene i gruppen kan være forskjellig. I tillegg kan de individuelle kildene fås til å avfyres eller starte å emittere samtidig eller med små tidsforsinkelser mellom dem.
I marine seismiske undersøkelser, blir kildegruppen vanligvis tauet av et fartøy. En typisk konfigurasjon er vist i fig. 1, hvor et fartøy 2 tauer en luftkanonkildegruppe 4.1 seismiske undersøkelser på land, blir en vibrator montert på en lastebil, en dynamittladning blir plassert i et boret hull.
En individuell kilde har tre romlige posisjoner: i-linje, kryss-linje og dybde. I det marine eksemplet i fig. 1, er kryss-linjeseparasjonen til luftkanonene 8 meter, i-linjeseparasjonen 3 meter og dybden 6 meter.
Utformingen av en kildegruppe beløper seg til valg av antall individuelle kilder, deres styrker, deres signaturer, deres posisjoner (i-linje, kryss-linje og dybde) og deres avfyrings-/emisjonsforsinkelser. Designkriteriene er basert på den ønskede styrken og frekvensinnholdet ved dybden til det geologiske målet og et ønske om å stråle energi prinsipielt nedover.
Kildegruppene som vanligvis blir brukt, har kildegruppedirektivitet. Dette betyr at de ikke emitterer samme seismiske signal i alle retninger. Det emitterte signalet kan variere med asimut (vinkel) og utsendingsvinkel. Konseptene for asimut og utsendingsvinkel er forklart i fig. 2, hvor fartøyet 2 og kildegruppen 4 igjen er vist. Den foreliggende spesifikasjonen angår bare asimut.
Fig. 3 viser direktivitetsmønsteret til kildegruppen i fig. 1. Ved frekvenser 90 Hz og 130 Hz varierer direktiviteten til kildegruppen tydelig med asimut. Direktiviteten i asimut minker for lavere frekvenser og er vist ved frekvenser 60 Hz og 20 Hz. Fig. 4a, b og c viser det seismiske signalet og dets amplitude og fasespektrum emittert ved en utsendingsvinkel på 30° og i et område med asimuter. Endringen i signalform, amplitudespektrum og fasespektrum er betydelig.
Forekomsten av asimutaldirektivitet i seismiske data er uønsket. I seismisk dataprosessering blir seismiske datatraser fra forskjellige asimuter kombinert for å gi det endelige bildet. Asimutal direktivitet vil ha en ødeleggende effekt: det resulterer i tap av oppløsning og reduksjon av signal-til-støyforhold.
Det kan bli gjort en distinksjon mellom to typer av marine seismiske innsamlinger: (a) Havoverflateinnsamling, hvor et fartøy tauer én eller flere kabler med innebyggede mottagere. Mottagerkablene er vanligvis tauet på en dybde mellom 3 meter og 12 meter. Dette er den mest vanlige type innsamling og blir vanligvis referert til som tauet streamerinnsamling. (b) Havbunnsinnsamling, hvor mottagerne er plantet på havbunnen eller bygget inn i en mottagerkabel, som er lagt på havbunnen. Denne type innsamling er en relativt nylig utvikling.
I begge typer innsamling er kildene vanligvis plassert på eller nær havoverflaten.
Kildegruppen i fig. 1 vil være typisk for både havoverflate og havbunnsinnsamling.
I begge typer innsamling seiler kildefartøyet, som kan være det samme fartøyet som tauer mottagerkablene i havoverflateinnsamling, gjennom undersøkelsesområdet og aktiverer kilden med regelmessige intervaller. I 2D-innsamling blir en enkelt kabel (kalt en streamer) tauet bak fartøyet, mens i 3D-innsamling blir en gruppe parallelle streamere, som normalt har samme avstand mellom seg, tauet bak fartøyet.
I 3D havbunnsinnsamling, er mottagerkablene 6 (se fig. 5) lagt ut i et område som kildefartøyet 2 seiler et 3D-mønster over. Dermed blir de seismiske data registrert i alle retninger fra kilden 4 (se fig. 5), dvs. for en full sirkel med asimuter: 0°-360°.
I 3D havoverflateinnsamling blir mottagerkabelen 8 vanligvis tauet bak kildefartøyet 2; en teknikk kalt frontinnsamling (eng: end-on acquisition) (se fig. 6). Dermed blir seismiske data registrert for en halvsirkel med asimuter -90° til +90°, i én seilelinje. Faktisk, fordi streameren er lenger (typisk 4-8 km) enn krysslinjeoffsett til de ytre streamere (typisk 200-500 meter), har mye av dataene en asimut ganske nær 0°. Iblant blir mottagerkabler tauet både foran og bak kildefartøyet; en teknikk kalt delt-spredt innsamling (split-spread acuisition). Så blir de seismiske data registrert for en full sirkel asimuter selv om mye av dataene har en asimut nær enten 0° for mottagerkabelen bak kildefartøyet, eller 180° for mottagerkabelen foran kildefartøyet.
Kildegruppene som blir brukt i havbunnsinnsamling er de samme som de som blir brukt i havoverflateinnsamling. Disse ble opprinnelig utformet for 2D-tauet-streamerinnsamling hvor data bare innsamles rett bak fartøyet ved en enkelt asimut på 180°. Direktiviteten i asimut var derfor ikke til bekymring. Som diskutert, omfatter 3D havoverflateseismiske data en vifte med asimuter og 3D havbunnsseismiske data omfatter alle asimuter. Asimutdirektiviteten til kildegruppen vil derfor være tilstede i dataene.
I seismisk innsamling på land, blir kildegrupper vanligvis dannet ved å plassere et antall seismiske landvibratorer i et romlig mønster. Innsamlingsgeometrien til en 3D landundersøkelse er lik havbunns innsamlingsgeometrien som vist på fig. 5, men med mottagerkablene på jordas overflate. Dermed blir 3D seismiske landdata innsamlet for alle asimuter og den asimutale direktiviteten til kildegruppen er tilstede i de seismiske dataene.
I seismisk borehullsinnsamling, er et verktøy 10 med mottagere lokalisert dypt (f.eks. 1 km) nede i en boret brønn 12 under en rigg 14 (se fig. 7a og b). Kilden 4 er lokalisert på overflaten. Seismisk borehullsinnsamling kan bli utført enten på sjø eller land. De anvendte kildegruppene er vanligvis mindre enn i de tidligere nevnte typer av seismisk innsamling. En seismisk borehullsundersøkelse er vanligvis kalt en vertikal seismisk profil (Vertical Seismic Profile (VSP)). En innsamlingsgeometri for en 3D VSP i en vertikal brønn i havet er vist i fig. 7a og b. Det kan ses at de seismiske data innsamles for alle asimuter og at den asimutale direktiviteten til kildegruppen 4 vil være tilstede i dataene. I mindre grad kan den også være tilstede i en 2D VSP.
US patent nr. 5 142 498 søker å konstruere grupper hvor fasespekteret for alle utsendingsvinkler som er interessante vil passe til fasespekteret til den vertikalt nedovergående pulsen. Dette er referert til som fasekontroll. Fasekontroll oppnås ved symmetrisk arrangering av identiske kildeelementer om gruppens geometriske massesentrum. Det geometriske massesenteret er senterlinjen i kildegruppen som de identiske kildeelementene er arrangert symmetrisk om. Dette er linjen hvor fasekontroll oppnås. Hvis alle elementer er like, oppnås fasekontroll i alle asimuter for et område med avgangsvinkler begrenset av geometrien. Imidlertid oppnås fasekontroll bare innenfor et område av avgangsvinkler, og selv om strålemønsteret er identisk innenfor det avgrensede området av avgangsvinkler hvor fasekontroll oppnås, er ikke strålemønsteret identisk utenfor denne grensen.
Følgende publikasjoner er også relevante for oppfinnelsen: US 6288975, US 4048612, US4486864, US4207619 og US3491848.
Oppfinnelsen søker å tilveiebringe en seismisk kildegruppe som er asimut-invariant, på den måten at den emitterer et seismisk bølgefelt hvis endring over et valgt område med asimuter er null eller neglisjerbart. En slik kildegruppe kan så bli brukt i multi-asimut seismisk innsamling.
I henhold til oppfinnelsen er det tilveiebragt en seismisk kildegruppe som lagt frem i de medfølgende krav.
Utformingen av kildegruppen omfatter valg av antall individuelle kilder, deres styrke, deres signaturer, deres posisjoner og deres avfyrings-/emisjonsforsinkelser slik at det emitterte seismiske bølgefeltet ikke endres eller endres uoppfattelig over et valgt område av asimuter. Utformingen oppfyller fortrinnsvis geofysiske kriterier slik som ønsket frekvensinnhold og signalstyrke i nedoverretningen til det geologiske målet, og operasjonskriterier slik som anbringbarhet.
Den seismiske kildegruppen i oppfinnelsen kan bli brukt for mange anvendelser, omfattende følgende: 1. 3D og 2D marine havbunnsinnsamling;
2. 3D og 2D marin havoverflateinnsamling, omfattende:
- bredtauet streamerinnsamling,
- front- og delt-spredt innsamling;
3. 3D og 2D seismisk landinnsamling; og
4. seismisk borehullsinnsamling, både marin og på land omfattende:
- 2D og 3D walkaway VSP
- offsett VSP
Det skal forstås at alle de seismiske kildeelementene ikke nødvendigvis må bli posisjonert ved samme dybde. Der hvor de seismiske kildene er arrangert i et antall konsentriske sirkler, kan dette bli oppnådd ved å putte sirklene på forskjellige dybder. Konsentriske sirkler av kilder kan også bli plassert direkte over eller under hverandre. Der hvor kildene er arrangert i konsentriske sirkler, omfatter fortrinnsvis hver sirkel identiske kildeelementer.
For å oppfylle geofysiske kriterier for spektralt innhold av det totale emitterte bølgefeltet, kan det være nødvendig å bruke gruppeelementer med forskjellige spektralutgang. Det kan også være nødvendig å tilordne forskjellige avfyrings-/emisjonsforsinkelser til gruppeelementene, særlig hvis elementer er plassert ved forskjellige dybder.
Oppfinnelsen er ikke begrenset til de spesifikke utførelsene som er beskrevet heretter. Særlig anerkjenner oppfinnelsen at perturbasjoner av symmetrien til geometrien til elementene og/eller perturbasjoner av symmetrien til utgangen av elementene også kan gi en asimutinvariant kildegruppe, gitt at perturbasjonene er små.
Spesifikke utførelser av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet kun ved et eksempel med referanse til medfølgende tegninger hvor: Fig. 1 viser en luftkanonkildegruppe fra kjent teknikk som omfatter tre undergrupper som hver omfatter fem luftkanoner; Fig. 2 illustrerer asimut- og utsendingsvinkler i en marin kildegruppe; Fig. 3 viser energidirektivitetsdiagrammer ved 20 Hz, 60 Hz, 90 Hz og 130 Hz for kildegruppen i fig. 1, hvor hver sirkel representerer en forskjellig utsendingsvinkel; Fig. 4a, b og c viser henholdsvis seismiske signaturer, amplitudespektra og fasespektra ved en utsendingsvinkel på 30° for et område av asimuter (0°, 45°, 90°, 135°, 180°) for kildegruppen i fig. 1; Fig. 5 er en skjematisk illustrasjon av havbunnsinnsamling hvor et fartøy tauer en kildegruppe over mottagerkabler spredt ut på havbunnen; Fig. 6 er en skjematisk illustrasjon av havbunnsinnsamling med tauet streamer hvor et fartøy tauer både en kildegruppe og mottagerkabler nær havoverflaten; Fig. 7a er en skjematisk illustrasjon av marin seismisk borehullsinnsamling hvor et fartøy tauer en kildegruppe i utforskningsområdet rundt en rigg; Fig. 7b er en skjematisk illustrasjon av riggen i fig. 7a, hvor et verktøy med mottagere er opphengt fra riggen ned i en brønn; Fig. 8 viser en kildegeometri i henhold til oppfinnelsen som bruker fast asimutsampling. Fig. 9 viser fire energidirektivitetsdiagrammer ved 20, 60, 90 og 130 Hz for kildegeometrien i fig. 8; Fig. 10a, b og c viser henholdsvis seismiske signaturer, amplitudespektra og fasespektra for fig. 8 og illustrerer at det seismiske signalet hovedsakelig er det samme ved alle de viste asimuter. Fig. 11 viser en kildegeometri i henhold til oppfinnelsen, som bruker heksagonal sampling; Fig. 12 viser fire energidirektivitetsdiagrammer ved 20, 60, 90 og 130 Hz for kildegeometrien i fig. 11; Fig. 13a, b og c viser henholdsvis seismiske signaturer, amplitudespektra og fasespektra for kildegruppen i fig. 11, og viser at det seismiske signalet er det samme ved alle de viste asimuter opptil 180 Hz; Fig. 14 viser fire energidirektivitetsdiagrammer ved 20, 60, 90 og 130 Hz for en kildegeometri basert på fig. 11, men som bare bruker tre undergrupper; Fig. 15a, b og c viser seismiske signaturer, amplitudespektra og fasespektra for geometrien brukt i fig. 14, og viser at det seismiske signalet er det samme ved alle de viste asimuter opptil 180 Hz; Fig. 16 viser en kildegeometri i henhold til oppfinnelsen, med lik romlig sampling i linjen og på kryss av linjen; Fig. 17 viser fire energidirektivitetsdiagrammer ved 20, 60, 90 og 130 Hz for kildegeometrien i fig. 16; Fig. 18a, b og c viser seismiske signaturer, amplitudespektra og fasespektra for kildegruppen i fig. 16, og viser at det seismiske signalet er det samme ved alle de viste asimuter opptil 160 Hz; Fig. 19 viser en kildegeometri i henhold til oppfinnelsen som bruker seks vibratortrucker distribuert uniformt på en sirkel; og Fig. 20 viser energidirektivitetsdiagrammet ved 20, 40, 60 og 90 Hz på kildegeometrien i fig. 19, og viser endringen i asimut for en fast tilsynelatende hastighet (vapp = v/sin <(>), hvor v er forplantningshastigheten og <)> er utsendingsvinkelen. Fig. 1-7 har allerede blitt beskrevet over i sammenheng med bakgrunnen for oppfinnelsen. Fig. 8 viser et eksempel på en asimutinvariant kildegeometri for en kildegruppe 15. Fartøyretningen er indikert ved pilen 16. Åtte kilder 18 av en type 1 er plassert med lik avstand på en ytre sirkel merket «a», åtte kilder 20 av type 2 er plassert med lik avstand rundt en indre sirkel merket «b» og en enkelt kilde 22 av type 3 er plassert i sentrum av gruppen 15. Geometrien til gruppen er resultat av en designprosedyre som omfatter følgende trinn: 1. Velg radien til den ytre sirkelen. Den ytre dimensjonen til gruppen bestemmer generelt bredden til romlig hovedlobe. 2. Velg vinkelsamplingsintervall, A0=360°/N, hvor N er antall elementer på hver sirkel. F.eks. i fig. 8, A0=45°. En tett vinkelsampling vil gi små variasjoner med asimutvinkel.
3. Fordel like elementer jevnt over sirkelen ved samme dybde.
4. Trekk linjer gjennom hvert element parallelt til en fast retning.
5. Bestem antall forskjellige kildeelementtyper, som er mindre enn eller lik antall forskjellige sirkler. Forskjellige kildeelementer kan være nødvendig for å oppfylle spektrale begrensninger på det sammensatte bølgefeltet og/eller begrensninger på de sammensatte signaturer. 6. Sammenhengen mellom de M sirklene er definert slik at for hver sirkel m = 1: M-l gjør: a) Den neste sirkelen #m+l, er definert slik at linjen ved siden av den ytterste linjen i den nåværende sirkelen, #m, er tangenten til den neste
sirkelen (#m+l). F.eks. linje #2 i fig. 8 er en tangent til sirkel b og er linjen rett ved siden av den ytterste linjen i sirkel a.
b) Distribuer de N elementene over sirkel #m+l slik at ett av elementene er plassert på linjen til sirkel #m. F.eks., er ett av elementene i sirkel
b plassert på linje #2 i fig. 8.
c) Trekk linjer gjennom hvert element parallelt til linjene i trinn 4.
7. Et element av den siste elementtypen er plassert i sentrum.
Denne utførelsen er særlig passende for marininnsamling siden imaginære parallelle linjer 24 i fig. 8 kan bli definert som undergrupper, som gjør gruppen 15 lett å taue. Antall elementer pr. undergruppe er maksimalisert i trinn 6. For andre anvendelser kan designprosedyren imidlertid bli mer generell ved å utelate dette trinnet. Gruppen 15 har rotasjonssymmetri om gruppesenteret.
Eksemplet i fig. 8 har 7 undergrupper med totalt 17 kanoner 26 distribuert over tre typer kildeelementer. Strålemønsteret til en gruppe med denne geometrien er vist i fig. 9. Radius til den ytre sirkelen (a) er her 6 meter og elementtypen 1 er Bolt 1900LLX54in3 luftkanon, element type 2 er Bolt 1900LLX3x54in3 luftkanon cluster, og element type 3 er Bolt 1500LL3x235in3 luftkanon cluster. Fig. 10, b og c viser henholdsvis det seismiske signalet, amplitudespektrum og fasespektrum emittert ved en utsendingsvinkel på 30° og for et område av asimuter. Det kan ses at det seismiske signalet er det samme for alle asimuter. Fig. 11 viser en ytterligere gruppe 28 formet fra 19 elementer 30 av tre typer. For grupper med en stor aperture er det muligens ikke ønskelig å sample hver radius med samme vinkeltrinnstørrelse, noe som er tilfelle for utførelsen i fig. 8. Ved å plassere gruppeelementene 30 på et heksagonalt nettverk, som vist i fig. 11, oppnår man en gruppekonfigurasjon som sampler en stor radius tettere enn en liten radius. Her er den unike geometrien definert innenfor en sektor på 60°. I tillegg opplinjeres gruppeelementene (se imaginære parallelle linjer 32), noe som gjør gruppen lett å taue i marine innsamlinger.
Fjernfeltstrålemønsteret til en realisasjon av denne gruppen 28 er gitt i fig. 12, hvor sidene i hver av heksagonene er 2 meter. Element type 1 er Bolt 1900LLX2x54in<3>luftkanon cluster, element type 2 er Bolt 1900LLX54in3 luftkanon og element type 3 er Bolt 1900LLX30in3 luftkanon. Det resulterende bølgemønsteret er asimutinvariant i det seismiske frekvensområdet.
Fig. 13a, b og c viser henholdsvis seismisk signal, amplitude og fasespektrum utsendt ved en utsendingsvinkel på 30° og for et område av asimuter. Det kan ses at det seismiske signalet er samme for alle asimuter for frekvenser opptil 180 Hz.
Typisk omfatter en kildegruppe tre undergrupper. Geometrien i fig. 11 med de 12 ytre elementer av type 1 fjernet, trenger bare tre undergrupper (7 elementer totalt) og er derfor en særlig praktisk utførelse. Element type 2 er nå Bolt 15001X3x235 in3 luftkanon cluster og element type 3 er nå Bolt 1900LLX3xl25 in<3>luftkanon cluster.
Fjernfeltbølgemønsteret til en realisasjon av et slikt 7-elements gruppe er gitt i fig. 14, hvor sidene i hver av heksagonene er 3,5 meter. Det resulterende bølgemønster er asimutinvariant for frekvenser opptil 130 Hz og for utsendingsvinkler opptil 60°. Fig. 15a, b og c viser det seismiske signalet, dets amplitude og fasespektrum emittert ved en utsendingsvinkel på 30° og for et område av asimuter for en slik 7-elements gruppe. Det kan ses at det seismiske signalet er det samme for alle asimuter for frekvenser opptil 180 Hz. Fig. 16 viser en perturbasjon av en asimutinvariant geometri som forblir en asimutinvariant kilde innenfor definisjonen av oppfinnelsen. En gruppe 34 omfatter 13 elementer (kanoner) 36 av fire forskjellige typer. Antall kanoner i gruppen er lik antall gitternoder inne i sirkelen av de ytterste elementene. Den unike geometrien er definert av en oktant av den sirkulære skiven, slik at de andre posisjonene er gitt ved symmetri.
Geometrien beskrevet her og geometrien i fig. 8 og 11 er forskjellige på den måten at de tilnærmer en sirkulær skive. I fig. 8 ble skiven samplet regelmessig i asimut og uregelmessig i den radielle retningen. Med den heksagonale geometrien i fig. 11 ble skiven samplet uregelmessig både i asimut og i den radiale retningen. Geometrien i fig. 16 sampler også skiven uregelmessig både i asimut og i radiell retning.
Fjernfeltstrålemønsteret til en realisasjon av gruppen 34 i fig. 16 er vist i fig. 17, hvor elementseparasjonen er 3 meter både i linjen og på kryss av linjen. Element type 1 er Bolt 1500LL195 in3 luftkanon, element type 2 er Bolt 15001X2x155 in<3>luftkanon cluster, element type 3 er en bolt 15001X3x235 in3 luftkanon cluster og element type 4 er en Bolt 1900LLX125 in3 luftkanon. Dette strålemønsteret er asimutinvariant for alle utsendingsvinkler opptil 100 Hz.
Fig. 18a, b og c viser henholdsvis det seismiske signalet, dets amplitude og fasespektrum emittert ved en utsendingsvinkel på 30° og for et område av asimuter. Det kan ses at det seismiske signalet er det samme for alle asimuter for frekvenser opptil 160 Hz.
Den heksagonale utførelsen i fig. 11 kan bli anvendt for vibratorgrupper i seismiske landinnsamlinger. Et antall vibratorer 38, i dette tilfellet seks, er distribuert uniformt på en sirkel 39 som vist i fig. 19. Den nedre grensen for radien til sirkelen er bestemt av de ytre dimensjonene av vibratortruckene 40.1 fig. 19 er de ytre dimensjonene til trucken 40 bredde 3 meter ganger lengde 10 meter. Radien til sirkelen er 7 meter.
På land genererer seismisk kilde elastiske bølger med forskjellige forplantningshastigheter. Disse forplantningshastighetene kan bli svært forskjellige fra ett undersøkelsessted til et annet. Fjernfeltstrålemønsteret er derfor ikke uttrykt basert på asimut og utsendingsvinkel, men basert på asimut og tilsynelatende hastighet,
hvor v er forplantningshastigheten og <)> er utsendingsvinkelen.
Ekvivalenten til fjernfeltstrålemønstrene i de tidligere avsnitt er å bruke den tilnærmede forplantningshastigheten til lyd i vann: v= 1500 m/s. I landinnsamling kan nyttige refleksjonsdata ha tilsynelatende hastigheter fra<q>o ned til omkring 1500 m/s. Sterk koherent støy, kjent som grunnrull (eng: ground roll), er vanligvis tilstede. Grunnrull reiser langs jordas overflate slik at den har en utsendingsvinkel på +90°. Dens forplantningshastighet er lav: vanligvis mellom 1000 m/s og 100 m/s. Grunnrull er lavfrekvent, dens båndbredde strekker seg vanligvis ikke over 40 Hz.
Fjernfeltstrålemønsteret til gruppen i fig. 19 er gitt i fig. 20. Alle vibratorer 38 genererer samme 6-90 Hz sveip. Sirklene i diagrammet viser endringen i asimut for en fast tilsynelatende hastighet. Det kan ses at refleksjonsdata, med tilsynelatende hastigheter som er høyere enn 1500 m/s, er kildegruppen av asimutinvariant ned til 200 m/s ved 20 Hz. Ved 40 Hz er kildegruppen asimutinvariant for grunnrull ned til 500 m/s.

Claims (37)

1. Seismisk kildegruppe, karakterisert vedat den omfatter flere seismiske kilder arrangert om et sentralt punkt i kildegruppen som opptas av en av de seismiske kildene på en slik måte at en imaginær sirkel trukket med nevnte senterpunkt i sitt senter, og som omfatter alle seismiske kilder, kan bli delt inn i minst tre fulle sektorer som hver omfatter et hovedsakelig identisk arrangement av seismiske kilder for å emittere et asimut-invariant seismisk bølgefelt.
2. Seismisk kildegruppe i henhold til krav 1, karakterisert vedat det asimut-invariante seismiske bølgefeltet viser neglisjerbar endring over et valgt område med asimuter.
3 Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat seismiske kilder med minst to forskjellige styrker er brukt inne i gruppen.
4. Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat minst noen av de seismiske kildene i kildegruppen er plassert ved forskjellige dybder.
5. Seismisk kildegruppe i henhold til krav 4, karakterisert vedat i bruk er avfyring, emisjon eller både avfyrings og emisjonsforsinkelser introdusert mellom minst noen av de seismiske kildene.
6. Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat de seismiske kildene er arrangert i konsentriske sirkler og hvori de seismiske kildene av hver konsentriske sirkel emitterer et bølgefelt med i det vesentligste samme signatur.
7. Seismisk kildegruppe i henhold til krav 6, karakterisert vedat minst noen av de konsentriske sirklene i seismiske kilder er plassert ved forskjellige dybder.
8. Seismisk kildegruppe i henhold til krav 7, karakterisert vedat minst noen av de konsentriske sirklene av seismiske kilder ved forskjellige dybder har hovedsakelig samme radius, og dermed ligger direkte over eller under hverandre.
9. Seismisk kildegruppe i henhold til krav 6, karakterisert vedat alle de seismiske kildene i gruppen også er arrangert langs et flertall imaginære parallelle linjer som passerer gjennom gruppen, at hver sirkel er plassert mellom, og tangensielt med, et par av nevnte imaginære parallelle linjer.
10. Seismisk kildegruppe i henhold til krav 6 karakterisert vedat en forskjellig type, en forskjellig styrke eller en forskjellig type og styrke på seismisk kilde blir brukt for hver sirkel.
11. Seismisk kildegruppe i henhold til krav 2 karakterisert vedat den neglisjerbare endringen er null endring.
12 Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav, for bruk i marin seismisk innsamling.
13. Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav, for bruk i havbunnsseismisk innsamling.
14. Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav, for bruk i seismisk borehullsinnsamling.
15. Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav, for bruk i tauet streamer front- og delt-spredt seismisk innsamling.
16. Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav, for bruk i seismisk landinnsamling.
17. Seismisk kildegruppe i henhold krav 6, karakterisert vedat bølgefeltets signatur som emitterer fra de konsentriske ringene kan variere seg i mellom i sin spektrale tetthet.
18. Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat de seismiske kildenes posisjoner er rotasjonssymmetriske i asimut.
19. Seismisk kildegruppe i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat rotasjonssymmetri i asimut er i størrelse tre eller større i horisontalplanet.
20. En framgangsmåte for bruk i seismisk undersøkelse, karakterisert vedå anbringe en kildegruppe om et sentralt punkt i kildegruppen som opptas av en av de seismiske kildene på en slik måte at en imaginær sirkel trukket med nevnte senterpunkt i sitt senter, og som omfatter alle seismiske kilder, kan bli delt inn i minst tre fulle sektorer som hver omfatter et hovedsakelig identisk arrangement av seismiske kilder og emittere et asimut-invariant seismisk bølgefelt fra den anbragte kildegruppen.
21. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat det asimut-invariante seismiske bølgefeltet viser neglisjerbar endring over et valgt område med asimuter.
22. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat anbringelsen av den seismiske kildegruppen inkluderer å arrangere de seismiske kildene i konsentriske sirkler og hvori de seismiske kildene av hver konsentriske sirkel emitterer et bølgefelt med i det vesentligste samme signatur.
23.. Fremgangsmåte i henhold til krav 22, karakterisert vedat minst noen av de konsentriske sirklene i seismiske kilder er plassert ved forskjellige dybder.
24. Fremgangsmåte i henhold til krav 22, karakterisert vedat minst noen av de konsentriske sirklene av seismiske kilder ved forskjellige dybder har hovedsakelig samme radius, og dermed ligger direkte over eller under hverandre.
25. Seismisk kildegruppe i henhold til krav 24, karakterisert vedat en forskjellig type, en forskjellig styrke eller en forskjellig type og en forskjellig styrke på seismisk kilde blir brukt for hver sirkel.
26. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat de seismiske kildenes posisjoner er rotasjonssymmetriske i asimut.
27. Fremgangsmåte i henhold til krav 26, karakterisert vedat rotasjonssymmetri i asimut er i størrelse tre eller større i horisontalplanet.
28. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat den seismiske kildegruppen er anbragt for en landbasert undersøkelse.
29. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat seismiske kilder med minst to forskjellige styrker er brukt inne i gruppen.
30. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat minst noen av de seismiske kildene i kildegruppen er anbragt ved forskjellige dybder.
31. Fremgangsmåte i henhold til krav 27, karakterisert vedat emittering av asimut-invariant seismisk bølgefelt inkluderer introduksjon av avfyring, emisjon eller både avfyrings- og emisjonsforsinkelser mellom minst noen av de seismiske kildene.
32. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat anbringelse av seismisk kildegruppe omfatter å anbringe seismisk kildegruppe for bruk i marin seismisk innsamling.
33. Fremgangsmåte i henhold til krav 32, karakterisert vedat anbringelse av seismisk kildegruppe omfatter å anbringe seismisk kildegruppe for bruk i havbunnsseismisk innsamling.
34. Fremgangsmåte i henhold til krav 32, karakterisert vedat anbringelse av seismisk kildegruppe omfatter å anbringe seismisk kildegruppe for bruk i tauet streamer innsamling.
35. Fremgangsmåte i henhold til krav 34, karakterisert vedat anbringelse av seismisk kildegruppe omfatter å anbringe seismisk kildegruppe for bruk i tauet streamer front- og delt-spredt seismisk innsamling.
36. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat anbringelse av seismisk kildegruppe omfatter å anbringe seismisk kildegruppe for bruk i seismisk borehullsinnsamling.
37. Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert vedat anbringelse av seismisk kildegruppe omfatter å anbringe seismisk kildegruppe for bruk i seismisk landinnsamling.
NO20024562A 2000-03-23 2002-09-23 Arrangement av seismiske kilder NO335028B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB0007034.2A GB0007034D0 (en) 2000-03-23 2000-03-23 Seismic source arrays
PCT/IB2001/000370 WO2001071385A1 (en) 2000-03-23 2001-03-09 Seismic source arrays

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20024562L NO20024562L (no) 2002-09-23
NO20024562D0 NO20024562D0 (no) 2002-09-23
NO335028B1 true NO335028B1 (no) 2014-08-25

Family

ID=9888254

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20024562A NO335028B1 (no) 2000-03-23 2002-09-23 Arrangement av seismiske kilder

Country Status (7)

Country Link
US (1) US8205711B2 (no)
AU (1) AU775689B2 (no)
BR (1) BR0109763A (no)
CA (1) CA2402843A1 (no)
GB (2) GB0007034D0 (no)
NO (1) NO335028B1 (no)
WO (1) WO2001071385A1 (no)

Families Citing this family (52)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7415936B2 (en) * 2004-06-03 2008-08-26 Westerngeco L.L.C. Active steering for marine sources
GB2400662B (en) * 2003-04-15 2006-08-09 Westerngeco Seismic Holdings Active steering for marine seismic sources
US7974150B2 (en) 2003-05-16 2011-07-05 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus of source control for sequential firing of staggered air gun arrays in borehole seismic
US8687460B2 (en) 2003-05-16 2014-04-01 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus of source control for synchronized firing of air gun arrays with receivers in a well bore in borehole seismic
US7359282B2 (en) 2003-05-16 2008-04-15 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus of source control for borehole seismic
MXPA06010586A (es) 2004-03-17 2008-03-04 Westerngeco Seismic Holdings Sistema y metodo de investigacion sismica marina.
US7466632B1 (en) 2004-05-04 2008-12-16 Westerngeco L.L.C. Method and apparatus for positioning a center of a seismic source
US20060083109A1 (en) 2004-10-14 2006-04-20 Tsunehisa Kimura Seismic source controller and display system
GB2425838B (en) 2005-05-03 2007-06-27 Westerngeco Seismic Holdings Source signature deconvolution method
GB2433594B (en) * 2005-12-23 2008-08-13 Westerngeco Seismic Holdings Methods and systems for determining signatures for arrays of marine seismic sources for seismic analysis
US20090092005A1 (en) * 2007-10-08 2009-04-09 Nicolas Goujon Controlling seismic source elements based on determining a three-dimensional geometry of the seismic source elements
FR2923916B1 (fr) * 2007-11-16 2009-11-27 Cgg Services Source sismique marine en etoile
US8522915B2 (en) * 2007-12-19 2013-09-03 Westerngeco L.L.C. Method and system for selecting parameters of a seismic source array
US20100149912A1 (en) * 2008-12-17 2010-06-17 Luren Yang System and method for reducing signature variation of seismic sources
GB2471456B (en) 2009-06-29 2012-06-20 Geco Technology Bv Interpolation and/or extrapolation of seismic data
US9025417B2 (en) * 2010-08-24 2015-05-05 Westerngeco L.L.C. Systems and methods for optimizing low frequency output from airgun source arrays
FR2964200B1 (fr) * 2010-08-30 2013-07-05 Cggveritas Services Sa Source sismique marine
GB2490787B (en) 2011-05-11 2015-02-11 Cggveritas Services Sa Compact broadband source and method
US9575197B2 (en) 2011-06-16 2017-02-21 CGGVeritas Services (U.S.) Inc. Method and device for marine seismic acquisition
US8848483B2 (en) 2011-11-09 2014-09-30 Cggveritas Services Sa Method and device for marine seismic acquisition
US9261619B2 (en) 2012-01-03 2016-02-16 Cggveritas Services Sa Method and device for marine seismic acquisition
AU2013216785A1 (en) 2012-02-08 2014-07-17 Inova Ltd. Method of seismic source independent operation
US9217799B2 (en) * 2012-04-30 2015-12-22 Conocophillips Company Distinctive land seismic sweep
WO2013166062A1 (en) * 2012-04-30 2013-11-07 Conocophillips Company Constant energy displacements
US9164186B2 (en) * 2012-04-30 2015-10-20 Conocophillips Company Alternative vibrator actuator source
US9164187B2 (en) * 2012-04-30 2015-10-20 Conocophillips Company Electrical energy accumulator
US9217796B2 (en) * 2012-04-30 2015-12-22 Conocophillips Company Simultaneous composite land seismic sweep
US9170342B2 (en) * 2012-04-30 2015-10-27 Conocophillips Company Active isolation apparatus
US9229120B2 (en) * 2012-04-30 2016-01-05 Conocophillips Company Discrete electric seismic source unit
US9170343B2 (en) * 2012-04-30 2015-10-27 Conocophillips Company Quasi-impulsive displacement source
US9010484B2 (en) * 2012-06-15 2015-04-21 Westerngeco L.L.C. Source acquisition with multiple frequency components
US20140056109A1 (en) * 2012-08-24 2014-02-27 Bolt Technology Corporation Seismic Source Array
US9829591B1 (en) 2013-01-07 2017-11-28 IHS Global, Inc. Determining seismic stratigraphic features using a symmetry attribute
US10473803B2 (en) 2013-02-08 2019-11-12 Pgs Geophysical As Marine seismic vibrators and methods of use
US9482765B2 (en) * 2013-02-22 2016-11-01 Cgg Services Sa Vibrator source array load-balancing method and system
US9322945B2 (en) 2013-03-06 2016-04-26 Pgs Geophysical As System and method for seismic surveying using distributed sources
US9995834B2 (en) 2013-05-07 2018-06-12 Pgs Geophysical As Variable mass load marine vibrator
US9645264B2 (en) 2013-05-07 2017-05-09 Pgs Geophysical As Pressure-compensated sources
US9864080B2 (en) 2013-05-15 2018-01-09 Pgs Geophysical As Gas spring compensation marine acoustic vibrator
US9625596B2 (en) * 2013-06-14 2017-04-18 Cgg Services Sas Vibrator source array beam-forming and method
US9360574B2 (en) 2013-09-20 2016-06-07 Pgs Geophysical As Piston-type marine vibrators comprising a compliance chamber
US9507037B2 (en) 2013-09-20 2016-11-29 Pgs Geophysical As Air-spring compensation in a piston-type marine vibrator
US9618637B2 (en) 2013-09-20 2017-04-11 Pgs Geophysical As Low frequency marine acoustic vibrator
US9341725B2 (en) 2013-09-20 2016-05-17 Pgs Geophysical As Piston integrated variable mass load
WO2015110912A2 (en) 2014-01-21 2015-07-30 Cgg Services Sa Method and system with low-frequency seismic source
US10338251B2 (en) * 2014-03-28 2019-07-02 Cgg Services Sas Method and apparatus for directional designature
US9612347B2 (en) 2014-08-14 2017-04-04 Pgs Geophysical As Compliance chambers for marine vibrators
US9389327B2 (en) 2014-10-15 2016-07-12 Pgs Geophysical As Compliance chambers for marine vibrators
US10488542B2 (en) 2014-12-02 2019-11-26 Pgs Geophysical As Use of external driver to energize a seismic source
US10495770B2 (en) * 2015-12-16 2019-12-03 Pgs Geophysical As Individual actuation within a source subarray
CN105676279B (zh) * 2016-01-18 2017-12-08 长江地球物理探测（武汉）有限公司 一种采用同心圆等炮检距的地震反射数据采集方法
GB2550181A (en) * 2016-05-12 2017-11-15 Seismic Apparition Gmbh Simultaneous source acquisition and separation on general related sampling grids

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3491848A (en) * 1968-01-10 1970-01-27 Texas Instruments Inc Wave generator arrays for marine seismic exploration
US3472334A (en) * 1968-03-26 1969-10-14 Gulf General Atomic Inc Seismic prospecting
US4207619A (en) * 1975-02-24 1980-06-10 Alf Klaveness Seismic well logging system and method
US4048612A (en) * 1975-09-12 1977-09-13 Chevron Research Company Exploration system for cross-steering and stacking seismic data using a sawtooth traverse of shot points centrally spaced between at least a pair of linear detector spreads
US4486864A (en) * 1980-09-08 1984-12-04 Shell Oil Company Method for marine seismic exploration
US4648080A (en) 1984-06-15 1987-03-03 Western Geophysical Company Method for determining the far field signature of a marine seismic source from near-field measurements
US4658384A (en) 1985-01-07 1987-04-14 Western Geophysical Co. Of America Method for determining the far-field signature of an air gun array
US4960183A (en) 1985-08-16 1990-10-02 Exxon Production Research Company Seismic source firing control system
FR2600173B1 (fr) * 1986-06-13 1988-08-26 Inst Francais Du Petrole Procede pour determiner la geometrie d'un dispositif d'emission d'ondes sismiques multi-sources
US4918668A (en) * 1989-01-30 1990-04-17 Halliburton Geophysical Services, Inc. Marine vibrator tuneable array
JPH0814284B2 (ja) 1989-02-02 1996-02-14 株式会社ウイング・ハイセラ セラミックス製軸受
US4955952A (en) * 1989-11-30 1990-09-11 Amoco Corporation Seismic energy source array
NO172872B (no) 1990-10-17 1993-06-07 Geco As Anordning ved seismiske energikilder
IT1241558B (it) 1990-12-21 1994-01-17 Consiglio Nazionale Ricerche Dispositivo per la trasmissione e la ricezione di sgnali acustici ad alta risoluzione, particolarmente er applicazioni sottomarine, con trasduttore paraboloidale di ricezione circondato da trasduttori parabolidali di trasmissione a eccitazione differenziata.
US5142498A (en) * 1991-08-28 1992-08-25 Exxon Production Research Company Controlled phase marine source array
US5281773A (en) * 1991-08-28 1994-01-25 Exxon Production Research Company Controlled phase marine source subarray
FR2774775B1 (fr) * 1998-02-09 2000-04-07 Inst Francais Du Petrole Dispositif d'emission sismique immergeable et methode pour sa mise en oeuvre
US6288975B1 (en) * 1999-10-29 2001-09-11 Litton Systems, Inc. Acoustic sensing system for downhole seismic applications utilizing an array of fiber optic sensors
WO2003023450A1 (en) * 2001-09-07 2003-03-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Seismic imaging a subsurface formation by means of virtual sources

Also Published As

Publication number Publication date
GB0222915D0 (en) 2002-11-13
WO2001071385A1 (en) 2001-09-27
GB0007034D0 (en) 2000-05-10
US8205711B2 (en) 2012-06-26
CA2402843A1 (en) 2001-09-27
GB2376528B (en) 2004-03-03
NO20024562L (no) 2002-09-23
AU775689B2 (en) 2004-08-12
US20030168277A1 (en) 2003-09-11
GB2376528A (en) 2002-12-18
NO20024562D0 (no) 2002-09-23
BR0109763A (pt) 2003-04-29
AU3767501A (en) 2001-10-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO335028B1 (no) Arrangement av seismiske kilder
AU2010319714B2 (en) Seismic acquisition in marine environments using survey paths following a series of linked deviated paths and methods of use
CN102455441B (zh) 采集地震数据的方法和设备
US8737163B2 (en) Wide seismic source systems
US5257241A (en) Method and system for acquisition of 3-dimensional marine seismic data
US9529108B2 (en) Methods and apparatus for determining seismic streamer array geometry and seismic sensor response
US20030067842A1 (en) Helix streamer acquisition of seismic data
NO333201B1 (no) Fremgangsmate for akvisisjon og prosessering av seismiske data
CN106291709A (zh) 一种海上拖缆宽频宽方位地震勘探方法
CN103185895A (zh) 用于海洋地震采集的方法和设备
CN108603944A (zh) 组合海洋地震和电磁勘探配置
US20240012169A1 (en) Hybrid ocean bottom seismic receiver and streamer seismic data acquisition using wide towed sources
RU2747833C1 (ru) Конфигурация буксировки сейсмических источников с широким разносом
US10712464B2 (en) Wide source seismic towing configuration
RU2739725C2 (ru) Группа источников для морской сейсмической разведки
EP2909655A1 (en) Flared pseudo-random spiral marine acquisition
NO147255B (no) Fremgangsmaate og anordning for marine seismiske undersoekelser
NO158120B (no) Lydkilde for anvendelse ved undervannsseismisk prospektering.
US9798022B2 (en) Selection of receiver line orientation for seismic data acquisition array
CN115774288A (zh) 横波矢量反演建模方法及装置
Cotton The Versatility of Sleeve Guns as Marine Acoustic Sources

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees