NO335281B1

NO335281B1 - A method of operating a marine seismic source

Info

Publication number: NO335281B1
Application number: NO20024719A
Authority: NO
Inventors: Nicolae Moldoveanu
Original assignee: Schlumberger Technology Corp
Priority date: 2000-04-03
Filing date: 2002-10-01
Publication date: 2014-11-03
Also published as: NO20024719L; NO20024719D0; GB2376301A; GB0222913D0; BR0110058A; AU3951201A; AU2001239512B2; WO2001075481A2; CA2405068A1; GB2376301B; WO2001075481A3

Abstract

En forskjøvet vertikal marin seismisk kilde omfatter øvre og nedre grupper (10,11) av sendere for seismisk energi (S11, S12; S21, S22). Den øvre gruppen (10) er horisontalt forskjøvet relativt til den nedre gruppen (11). Kilden blir brukt i et marint seismisk undersøkelsesarrangement som har midler for å bevege kilden og minst en seismisk mottaker. I bruk blir kilden beveget gjennom vannet i en retning parallelt med retningen hvor de to gruppene er forskjøvet. Gruppene (10,11) blir avfyrt sekvensielt, og tidsforsinkelsen mellom avfyring av den første avfyrte gruppen og avfyringen av den andre avfyrte gruppen er valgt slik at hver seismisk sender i en gruppe er avfyrt ved de samme x- og y-koordinatene som tilsvarende sender i den andre gruppen. De seismiske bølgefeltene som blir generert ved avfyring av de to gruppene er dermed generert ved samme x- og y-koordinater, men ved forskjellige dybder. De seismiske data registrert ved mottakeren(e) som en konsekvens av avfyring av den første gruppen kan bli brukt for å avskygge de seismiske data innsamlet som et resultat av avfyringen av den andre gruppen eller vice versa, og dermed elimineres eller reduseres effekten av kildesideskyggerefleksjoner og etterklanger.An offset vertical marine seismic source comprises upper and lower groups (10,11) of seismic energy transmitters (S11, S12; S21, S22). The upper group (10) is offset horizontally relative to the lower group (11). The source is used in a marine seismic survey arrangement which has means for moving the source and at least one seismic receiver. In use, the source is moved through the water in a direction parallel to the direction in which the two groups are displaced. The groups (10,11) are fired sequentially and the time delay between firing of the first fired group and firing of the second fired group is selected such that each seismic transmitter in a group is fired at the same x and y coordinates correspondingly transmitting in the other group. The seismic wave fields generated by firing the two groups are thus generated at the same x and y coordinates, but at different depths. The seismic data recorded by the receiver (s) as a consequence of firing the first group can be used to shade the seismic data collected as a result of the firing of the second group or vice versa, thus eliminating or reducing the effect of source side shadow reflections and reverberations.

Description

Den foreliggende oppfinnelse angår en seismisk kilde, særlig en seismisk kilde for bruk i marine seismiske undersøkelser. Den foreliggende oppfinnelsen angår også et marint seismisk undersøkelsesarrangement som omfatter en kilde, en fremgangsmåte for å operere kilden og en fremgangsmåte for å fjerne skygger fra marine seismiske data. The present invention relates to a seismic source, in particular a seismic source for use in marine seismic surveys. The present invention also relates to a marine seismic survey arrangement comprising a source, a method for operating the source and a method for removing shadows from marine seismic data.

Prinsippet for marin seismisk undersøkelse er vist skjematisk i fig. 1. Seismisk energi emittert i en generelt nedoverrettet retning fra en kilde for seismisk energi 1 blir reflektert av havbunnen 2 og av jordlag eller geologiske strukturer under havbunnen og bli mottatt av en gruppe (eng: array) seismiske mottakere 3 slik som hydrofoner. Analyse av energien som mottas i mottakergruppen 3 kan gi informasjon om jordlag eller geologiske strukturer under havbunnen. I det marine seismiske undersøkelsesarrangementet vist i fig. 1, er den seismiske energikilden 1 opphengt fra et undersøkelsesfartøy 4 og gruppen med seismiske mottakere 3 blir tauet av undersøkelsesfartøyet 3. The principle of marine seismic survey is shown schematically in fig. 1. Seismic energy emitted in a generally downward direction from a source of seismic energy 1 is reflected by the seabed 2 and by soil layers or geological structures below the seabed and is received by a group (eng: array) of seismic receivers 3 such as hydrophones. Analysis of the energy received in receiver group 3 can provide information about soil layers or geological structures beneath the seabed. In the marine seismic survey arrangement shown in Fig. 1, the seismic energy source 1 is suspended from a survey vessel 4 and the group of seismic receivers 3 is towed by the survey vessel 3.

Ett problem tilknyttet konvensjonelle marine seismiske undersøkelser er «skyggerefleksjoner» (eng: ghost reflections). Skyggerefleksjoner opptrer når seismisk energi som reiser oppover blir reflektert eller spredt nedover ved havoverflaten. Et relatert problem i marin seismisk undersøkelse er «etterklang» One problem associated with conventional marine seismic surveys is "ghost reflections". Shadow reflections occur when seismic energy traveling upward is reflected or scattered downward at the sea surface. A related problem in marine seismic surveying is "reverberation"

(eng: reverbevations). Etterklang opptrer når seismisk energi blir reflektert mellom havoverflaten og havbunnen. Problemene med skyggerefleksjoner og etterklang er forklart i fig. 2(a) til 2(d). (Eng: reverberations). Reverberation occurs when seismic energy is reflected between the sea surface and the seabed. The problems with shadow reflections and reverberation are explained in fig. 2(a) to 2(d).

Fig. 2(a) viser en «primærrefleksjon». Seismisk energi blir emittert nedover av kilden 1, blir reflektert av en geologisk trekk under havbunnen og det reflekterte signalet blir detektert ved mottakeren 3. En analyse av det seismiske signalet generert av primærrefleksjonen gir informasjon om det geologiske trekket som er ansvarlig for å reflektere den seismiske energien. (I praksis kan refleksjon opptre ved havbunnen, men dette har blitt utelatt fra fig. 2(a) til 2(d) for klarhets skyld). Fig. 2(b) viser en skyggerefleksjon. Seismisk energi som har blitt emittert oppover av kilden blir reflektert eller spredt nedover av havoverflaten. Den seismiske energien som blir reflektert eller spredt nedover kan så falle inn på det geologiske måltrekket, bli utsatt for refleksjon og bli reflektert til mottakeren. Seismisk energi som følger banen vist i fig. 2(b) vil ha en annen reisetid fra kilden til mottakeren enn energi som følger primærbanen i fig. 2(a). Skyggerefleksjoner er uønsket kilde for kontaminering av seismiske data siden de har en tendens til å gjøre tolkningen av data produsert av primærrefleksjonen uklar. Fig. 2(c) og 2(d) viser etterklanger, hvor seismisk energi gjennomgår refleksjoner mellom havbunnen og havoverflaten. Etterklanger kan opptre i tilfellene hvor seismisk energi blir emittert i en oppoverretning av kilden (fig. 2c) og også i tilfellet hvor seismisk energi ble emittert i en nedoverretning av kilden (fig. 2(d)). Fig. 2(a) shows a "primary reflection". Seismic energy is emitted downward by the source 1, is reflected by a geological feature below the seabed and the reflected signal is detected by the receiver 3. An analysis of the seismic signal generated by the primary reflection provides information about the geological feature responsible for reflecting the seismic the energy. (In practice, reflection can occur at the seabed, but this has been omitted from Fig. 2(a) to 2(d) for clarity). Fig. 2(b) shows a shadow reflection. Seismic energy that has been emitted upwards by the source is reflected or scattered downwards by the sea surface. The seismic energy that is reflected or scattered downwards can then impinge on the target geological feature, be subjected to reflection and be reflected to the receiver. Seismic energy following the path shown in fig. 2(b) will have a different travel time from the source to the receiver than energy that follows the primary path in fig. 2(a). Shadow reflections are an undesirable source of contamination of seismic data since they tend to obscure the interpretation of data produced by the primary reflection. Figs 2(c) and 2(d) show reverberations, where seismic energy undergoes reflections between the seabed and the sea surface. Reverberations can occur in the cases where seismic energy is emitted in an upward direction of the source (Fig. 2c) and also in the case where seismic energy was emitted in a downward direction of the source (Fig. 2(d)).

Som er tilfelle for skyggerefleksjoner, er etterklanger uønsket kilde for kontaminering av seismiske data siden de gjør tolkningen av primærrefleksjonen fra jordens indre uklar. As is the case for shadow reflections, reverberations are an undesirable source of contamination of seismic data since they obscure the interpretation of the primary reflection from the Earth's interior.

Fig. 2(b), 2(c) og 2(d) viser kildeside-skyggerefleksjoner og etterklanger, dvs. skyggerefleksjoner og etterklanger som opptrer før den seismiske energien blir reflektert av den geologiske målstrukturen. (Det vil faktisk merkes at banen til seismisk energi vist i fig. 2(d) ikke omfatter en refleksjon av den geologiske målstrukturen). Skyggerefleksjoner og etterklanger kan også opptre etter at den seismiske energien har blitt reflektert fra den geologiske målstrukturen, og dette er kjent som mottakerside skyggerefleksjoner eller etterklanger. Figs 2(b), 2(c) and 2(d) show source-side shadow reflections and reverberations, i.e. shadow reflections and reverberations that occur before the seismic energy is reflected by the target geological structure. (Indeed, it will be noted that the path of seismic energy shown in Fig. 2(d) does not include a reflection of the target geological structure). Shadow reflections and reverberations can also occur after the seismic energy has been reflected from the target geological structure, and this is known as receiver-side shadow reflections or reverberations.

Et antall skjemaer for å minimalisere effekten av skyggerefleksjoner og etterklanger på seismiske data har blitt foreslått. For de fleste undersøkelsesarrangementer, er svekking av skyggerefleksjoner og etterklanger det samme som å dele de oppovergående og nedovergående seismiske bølgefeltene. A number of schemes to minimize the effects of shadow reflections and reverberations on seismic data have been proposed. For most survey arrangements, attenuation of shadow reflections and reverberations is the same as dividing the upwelling and downwelling seismic wavefields.

F. J. Barr og J. J. Saunders har foreslått, i en artikkel presentert ved det 59. SEG Meeting (1989), en fremgangsmåte for å svekke skyggerefleksjoner og etterklanger ved å registrere det registrerte seismiske signalet ved å bruke to forskjellige typer seismiske mottakere, nemlig ved å bruke både hydrofoner og geofoner. Det oppovergående bølgefeltet registreres av hydrofonen og geofonen med samme polaritet, mens det nedovergående bølgefeltet blir registrert av hydrofonen og geofonen med motsatte polariteter. Forskjellen mellom signalene registrert av hydrofonen og signalet registrert av geofonen tillater at det oppovergående bølgefeltet blir separert fra det nedovergående bølgefeltet. F. J. Barr and J. J. Saunders have proposed, in a paper presented at the 59th SEG Meeting (1989), a method of attenuating shadow reflections and reverberations by recording the recorded seismic signal using two different types of seismic receivers, namely by using both hydrophones and geophones. The upward wave field is recorded by the hydrophone and geophone with the same polarity, while the downward wave field is recorded by the hydrophone and geophone with opposite polarities. The difference between the signals recorded by the hydrophone and the signal recorded by the geophone allows the upward wavefield to be separated from the downward wavefield.

GB 1193507 beskriver en seismisk kilde for utføring av en marin seismisk undersøkelse ved bruk av en første og andre gruppe av sendere av seismisk energi, hvor gruppene er anordnet ved ulike dybder. GB 1193507 describes a seismic source for carrying out a marine seismic survey using a first and a second group of transmitters of seismic energy, the groups being arranged at different depths.

US 6044038, US 5200927 og US 4721180 beskriver eksempler på seismisk og akustiske kilder fra kjent teknikk. US 6044038, US 5200927 and US 4721180 describe examples of seismic and acoustic sources from the prior art.

En alternativ fremgangsmåte for å svekke skyggerefleksjoner og etterklanger er å bruke to mottakere plassert på forskjellige dybder. Denne fremgangsmåten er basert på prinsippet at bølger som reiser i forskjellige retninger vil ha romlig deriverte med forskjellige fortegn, slik at å sammenligne signalet oppnådd med én mottaker med signalet oppnådd med den andre mottakeren vil tillate at det oppovergående bølgefeltet blir separert fra det nedovergående bølgefeltet. An alternative method to weaken shadow reflections and reverberations is to use two receivers placed at different depths. This method is based on the principle that waves traveling in different directions will have spatial derivatives with different signs, so comparing the signal obtained with one receiver to the signal obtained with the other receiver will allow the upward wavefield to be separated from the downward wavefield.

Disse fremgangsmåtene fra kjent teknikk separerer de nedovergående og oppovergående bølgefeltene ved mottakerplasseringen. Det vil si at de prøver å fjerne skyggerefleksjoner og etterklanger som opptrer etter at den seismiske energien er blitt reflektert av den geologiske målstrukturen. Dette er kjent som mottakersideskyggefjerning. Disse fremgangsmåtene fra kjent teknikk tar seg imidlertid ikke av problemet med skyggerefleksjoner og etterklanger som opptrer før den seismiske energien blir reflektert av den geologiske målstrukturen. These prior art methods separate the downgoing and upgoing wavefields at the receiver location. That is, they try to remove shadow reflections and reverberations that occur after the seismic energy has been reflected by the geological target structure. This is known as receiver side shadow removal. However, these prior art methods do not address the problem of shadow reflections and reverberations that occur before the seismic energy is reflected by the target geological structure.

Et første aspekt med den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en marin seismisk kilde som omfatter: en første gruppe med N sendere av seismisk energi, hvor N er et heltall større enn 1; og en andre gruppe av N sendere for seismisk energi; hvor, i bruk, den første gruppen er anbragt i den første dybde og den andre gruppen er anbragt ved en andre dybde som er større en den første dybden, og den j'te senderen i den første gruppen (j = 1, 2, ... N) er forskjøvet med en horisontal avstand dHforskjellig fra null fra den j'te emitteren i den andre gruppen langs en første retning; og den j'te emitteren i den første gruppen og den j'te emitteren i den andre gruppen ligger begge i et vertikalt plan parallelt til den første retningen. A first aspect of the present invention provides a marine seismic source comprising: a first group of N transmitters of seismic energy, where N is an integer greater than 1; and a second group of N transmitters for seismic energy; where, in use, the first group is placed at the first depth and the second group is placed at a second depth greater than the first depth, and the j'th transmitter in the first group (j = 1, 2, . .. N) is offset by a horizontal distance dHdifferent from zero from the j'th emitter in the second group along a first direction; and the jth emitter in the first group and the jth emitter in the second group both lie in a vertical plane parallel to the first direction.

Bruken av to grupper av sendere for seismisk energi ved forskjellige dybder tillater at de oppovergående og nedovergående seismiske bølgefeltene blir separert fra hverandre, noe som vil bli beskrevet under. Effekten av kildesideskyggerefleksjoner og -etterklanger på de seismiske data kan bli redusert eller eliminert. The use of two sets of seismic energy transmitters at different depths allows the upgoing and downgoing seismic wavefields to be separated from each other, as will be described below. The effect of source side shadow reflections and reverberations on the seismic data can be reduced or eliminated.

Et andre aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer et marint seismisk undersøkelsesarrangement som omfatter en marin seismisk mottaker; og en seismisk kilde som definert over, midler for å flytte den seismiske kilden; og én eller flere seismiske mottakere. A second aspect of the present invention provides a marine seismic survey arrangement comprising a marine seismic receiver; and a seismic source as defined above, means for moving the seismic source; and one or more seismic receivers.

Et tredje aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for å operere marin seismisk kilde som definert over, hvor fremgangsmåten omfatter trinn for: å bevege den seismiske kilden med en hastighet v langs den første retningen; avfyre én av den første og andre gruppen av sendere for seismisk energi; og å avfyre den andre av den første og andre gruppen av sendere for seismisk energi etter en tid dn/ v. Tidsforsinkelsen på ån/ v mellom avfyringen av de to gruppene med seismiske kilder sikrer at hver sender i en gruppe blir avfyrt på samme punkt i x- og y-retninger som den tilsvarende sender i den andre gruppen, men ved forskjellige dybder. Dette tillater at de seismiske data generert av én av gruppene blir brukt for å avskygge de seismiske data generert av den andre av gruppene. A third aspect of the present invention provides a method of operating a marine seismic source as defined above, the method comprising the steps of: moving the seismic source at a velocity v along the first direction; firing one of the first and second groups of seismic energy transmitters; and firing the second of the first and second groups of seismic energy transmitters after a time dn/v. The time delay of dn/v between the firing of the two groups of seismic sources ensures that each transmitter in a group is fired at the same point in x and y directions as the corresponding transmitter in the other group, but at different depths. This allows the seismic data generated by one of the groups to be used to overshadow the seismic data generated by the other group.

Et fjerde aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for å prosessere marine seismiske data som omfatter trinn for: å avfyre en første sender for seismisk energi ved et punkt i et fluidmedium som har komponenter (xi, yi, zi) og å detektere de resulterende første seismiske data ved en mottakergruppe; å avfyre en andre sender for seismisk energi ved et punkt i det fluide medium som har komponenter (xi, yi,Z2), hvor zi ikke er likZ2, og å detektere de resulterende andre seismiske data ved mottakergruppen; og å bruke de andre seismiske data for å redusere effekter av kildesiderefleksjoner og/eller spredning ved havoverflaten på de første seismiske data. A fourth aspect of the present invention provides a method of processing marine seismic data comprising the steps of: firing a first transmitter of seismic energy at a point in a fluid medium having components (xi, yi, zi) and detecting the resulting first seismic data at a receiver array; firing a second transmitter of seismic energy at a point in the fluid medium having components (xi, yi, Z2), where zi is not equal to Z2, and detecting the resulting second seismic data at the receiver array; and using the second seismic data to reduce effects of source side reflections and/or scattering at the sea surface on the first seismic data.

Foretrukne trekk av oppfinnelsen er satt frem i de avhengige krav. Preferred features of the invention are set forth in the dependent claims.

Foretrukne utførelser av den foreliggende oppfinnelsen vil nå bli beskrevet ved hjelp av illustrative eksempler med referanse til de medfølgende figurer hvor: Fig. 1 er et skjematisk riss av et typisk marint seismisk undersøkelsesarrangement; Fig. 2(a) til 2(d) er skjematiske illustrasjoner av problemene med skyggerefleksjoner og etterklanger; Fig. 3 er et skjematisk riss av en vertikal kildegruppe som illustrerer prinsippene for avskyggefremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 4 er en skjematisk illustrasjon av en vertikal kildegruppe i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 5 viser et typisk seismisk signal registrert av en mottaker i et marint seismisk undersøkelsesarrangement som omfatter en seismisk kilde i henhold til en utførelse av den foreliggende oppfinnelsen; Fig. 6 viser signalet i fig. 5 etter prosessering for å svekke kildesideskyggerefieksjoner og -etterklanger; Fig. 7 illustrerer det gjennomsnittelige amplitudespektrum for signalene i fig. 5; og Preferred embodiments of the present invention will now be described by way of illustrative examples with reference to the accompanying figures in which: Fig. 1 is a schematic diagram of a typical marine seismic survey arrangement; Figures 2(a) to 2(d) are schematic illustrations of the problems of shadow reflections and reverberations; Fig. 3 is a schematic diagram of a vertical source group illustrating the principles of the shading method according to the present invention; Fig. 4 is a schematic illustration of a vertical source group according to an embodiment of the present invention; Fig. 5 shows a typical seismic signal recorded by a receiver in a marine seismic survey arrangement comprising a seismic source according to an embodiment of the present invention; Fig. 6 shows the signal in fig. 5 after processing to attenuate source side shadow effects and reverberations; Fig. 7 illustrates the average amplitude spectrum for the signals in fig. 5; and

Fig. 8 illustrerer den gjennomsnittelige amplituden for signalet i fig. 6. Fig. 8 illustrates the average amplitude for the signal in Fig. 6.

Fig. 3 illustrerer det generelle prinsippet ved avskyggefremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 3 viser en vertikal kildegruppe som omfatter to sendere for seismisk energi Sl og S2 som har identiske emisjonskarakteristikker. Senderne er anbragt i vannet ved to forskjellige dybder. Den øvre senderen Sl er anbragt hovedsakelig vertikalt over en nedre sender S2. Fig. 3 illustrates the general principle of the shading method according to the present invention. Fig. 3 shows a vertical source group comprising two transmitters for seismic energy S1 and S2 which have identical emission characteristics. The transmitters are placed in the water at two different depths. The upper transmitter S1 is arranged mainly vertically above a lower transmitter S2.

Kildegruppen genererer et seismisk bølgefelt som har både oppovergående og nedovergående komponenter. Bølgefeltet som reiser oppover genererer kildesideskyggerefieksjoner og oppovergående etterklanger i vannlaget. Bølgefeltet som reiser nedover fra kildegruppen genererer primærrefleksjonen og genererer også nedovergående etterklanger. The source group generates a seismic wavefield that has both upward and downward components. The upward traveling wavefield generates source-side shadow effects and upward reverberations in the water layer. The wavefield traveling downward from the source array generates the primary reflection and also generates downward reverberations.

Betrakt en hypotetisk sender med seismisk energi S som har identiske emisjonskarakteristikker til senderne Sl og S2, plassert i midtpunktet mellom den øvre senderen Sl og den nedre senderen S2. Denne senderen S ville generere oppovergående og nedovergående kildebølgefelt ved en referansetid t. Det totale bølgefeltet S(t) utsendt av den hypotetiske senderen S er summen av de oppovergående og nedovergående kildebølgefeltene, dvs.: Consider a hypothetical transmitter of seismic energy S having identical emission characteristics to transmitters Sl and S2, located midway between the upper transmitter Sl and the lower transmitter S2. This transmitter S would generate upward and downward source wavefields at a reference time t. The total wavefield S(t) emitted by the hypothetical transmitter S is the sum of the upward and downward source wavefields, i.e.:

I denne ligningen er u(t) det oppovergående kildebølgefeltet og d(t) er det nedovergående kildebølgefeltet sendt ut av den hypotetiske senderen S. In this equation, u(t) is the upward source wavefield and d(t) is the downward source wavefield emitted by the hypothetical transmitter S.

Senderne Sl og S2 genererer oppovergående og nedeovergående bølgefelt. Disse bølgefelt kan bli beskrevet, relativt til tid t, ved følgende ligninger: The transmitters Sl and S2 generate upward and downward wave fields. These wave fields can be described, relative to time t, by the following equations:

I disse ligningene er Si bølgefeltet sendt ut av den øvre emitter Sl og S2bølgefeltet sendt ut av den nedre sender S2. Tiden dt er tiden som det vil ta for seismisk energi å reise fra den øvre eller nedre sender Sl eller S2 til posisjonen til den hypotetiske sender S. Siden den hypotetiske senderen S er i midtpunktet mellom den øvre sender S og den nedre sender S2, er tiden dt lik halve tiden det tar for seismisk energi å reise mellom den øvre sender Si og den nedre sender S2eller vice versa. In these equations Si is the wave field emitted by the upper emitter Sl and S2 the wave field emitted by the lower emitter S2. The time dt is the time it will take for seismic energy to travel from the upper or lower transmitter Sl or S2 to the position of the hypothetical transmitter S. Since the hypothetical transmitter S is at the midpoint between the upper transmitter S and the lower transmitter S2, the time dt equals half the time it takes for seismic energy to travel between the upper transmitter Si and the lower transmitter S2 or vice versa.

Under antagelsen at dt er liten kan leddene i ligninger (2) og (3) bli utvidet ved å bruke en første ordens Taylor-utvidelse som følger: Under the assumption that dt is small, the terms in equations (2) and (3) can be expanded using a first-order Taylor expansion as follows:

I ligningene (4) og (5), er u'(t) og d'(t) de tidsderiverte av henholdsvis u(t) og d(t)I. In equations (4) and (5), u'(t) and d'(t) are the time derivatives of u(t) and d(t)I, respectively.

Summen av de to kildebølgefeltene Si og S2og forskjellen mellom de to kildebølgefeltene Si og S2kan bli utledet fra ligningene (4) og (5) som følger: Å integrere begge sider av ligning 7 med hensyn på tid fører til følgende resultat: The sum of the two source wavefields Si and S2 and the difference between the two source wavefields Si and S2 can be derived from equations (4) and (5) as follows: Integrating both sides of equation 7 with respect to time leads to the following result:

Ligningene (6) og (8) kan nå bli kombinert for å eliminere u(t). Dette fører til det følgende uttrykket for det nedovergående kildebølgefeltet d(t): Equations (6) and (8) can now be combined to eliminate u(t). This leads to the following expression for the downward source wavefield d(t):

Dermed, ved å bruke en vertikal kildegruppe som omfatter to sendere med seismisk energi som har identisk emisjonskarakteristikk, med én sender anbragt over den andre, er det mulig å utlede det nedovergående kildebølgefeltet d(t) ved å bruke ligning (9) over. Dette tillater at effekten av det oppovergående bølgefeltet u(t) blir eliminert når seismiske data innsamlet ved å bruke kilden blir prosessert. Thus, using a vertical source array comprising two transmitters of seismic energy having identical emission characteristics, with one transmitter positioned above the other, it is possible to derive the downwelling source wavefield d(t) using equation (9) above. This allows the effect of the upward wavefield u(t) to be eliminated when seismic data collected using the source is processed.

Resiprositetsprinsippet er et fundamentalt prinsipp for bølgeforplantning og fastslår at signal er upåvirket ved å bytte om på plasseringen og tegnene til kilder og mottakere. F.eks., hvis et undersøkelsesarrangement med en gruppe seismiske kilder ved punkt A og mottaker ved punkt B gir et bestemt signal ved mottakeren, så vil å bruke en mottakergruppe i punkt A og en enkelt kilde ved punkt B føre til samme signal, gitt at kildegruppen tilsvarer mottakergruppen. (Med «korresponderer») menes det at kildegruppen omfatter samme antall kilder som mottakergruppen har mottakere, og at kildene i kildegruppen er arrangert i samme plasseringer relativt til hverandre som mottakerne i mottakergruppen). The principle of reciprocity is a fundamental principle of wave propagation and states that signals are unaffected by switching the location and signs of sources and receivers. For example, if a survey arrangement with a group of seismic sources at point A and receiver at point B produces a particular signal at the receiver, then using a group of receivers at point A and a single source at point B will result in the same signal, given that the source group corresponds to the recipient group. (By "corresponding") it is meant that the source group comprises the same number of sources as the receiver group has receivers, and that the sources in the source group are arranged in the same positions relative to each other as the receivers in the receiver group).

En konsekvens av resiprositetsprinsippet er at teorien beskrevet over med hensyn til ligningene (1) til (9) over kunne bli brukt for bølgefeltseparasjon ved å bruke to vertikalt adskilte mottakere. Dette vil gi en fremgangsmåte for mottakersideavskygging, som ville muliggjøre at det oppovergående bølgefeltet ved mottakeren, som omfatter primærrefleksjonen, blir adskilt fra det nedovergående bølgefeltet forårsaket av refleksjon eller spredning ved havoverflaten. A consequence of the reciprocity principle is that the theory described above with respect to equations (1) to (9) above could be used for wavefield separation using two vertically separated receivers. This would provide a method for receiver-side shading, which would enable the upward wavefield at the receiver, comprising the primary reflection, to be separated from the downward wavefield caused by reflection or scattering at the sea surface.

Diskusjonen over angår en vertikal kildegruppe som omfatter bare to sendere, med én sender anbragt over den andre. Imidlertid kan det samme prinsippet bli anvendt på en kilde som omfatter en første gruppe av to eller flere sendere med seismisk energi anbragt over en andre gruppe av to eller flere sendere med seismisk energi. Det er imidlertid nødvendig at den første og andre gruppen av sendere har hovedsakelig identisk emisjonskarakteristikk til hverandre, dvs. hver sendergruppe må omfatte samme antall sendere og hver sender i en gruppe må ha identiske emisjonskarakteristikker til den tilsvarende sender i den andre gruppen. Videre må det relative arrangementet og separasjonen av senderne i én gruppe være samme som det relative arrangementet og separasjonen av senderne i den andre gruppen. The discussion above relates to a vertical source array comprising only two transmitters, with one transmitter positioned above the other. However, the same principle can be applied to a source comprising a first group of two or more transmitters of seismic energy placed above a second group of two or more transmitters of seismic energy. However, it is necessary that the first and second group of transmitters have substantially identical emission characteristics to each other, i.e. each transmitter group must comprise the same number of transmitters and each transmitter in one group must have identical emission characteristics to the corresponding transmitter in the other group. Furthermore, the relative arrangement and separation of the transmitters in one group must be the same as the relative arrangement and separation of the transmitters in the other group.

Hvis de øvre og nedre senderne Sl og S2 ble avfyrt samtidig, ville en mottaker registrere kombinasjonen av bølgefeltet generert av den øvre sender Sl og bølgefeltet generert av den nedre sender S2. Det vil derfor ikke være mulig å anvende avskyggefremgangsmåten skissert over, siden forskjellen mellom de to bølgefeltene ikke vil være kjent. For å anvende fremgangsmåten ved å bruke seismisk kilde vist i fig. 3, vil det være nødvendig å holde kilden stasjonært i vannet og å avfyre de to senderne etter hverandre. Dette ville generere to distingte bølgefelt Si, S2som kan bli registrert separat og prosessert i henhold til ligningene (1) til (9). Imidlertid vil det være upraktisk i praksis å måtte holde kilden stasjonær i vannet. If the upper and lower transmitters S1 and S2 were fired simultaneously, a receiver would register the combination of the wave field generated by the upper transmitter S1 and the wave field generated by the lower transmitter S2. It will therefore not be possible to apply the shading method outlined above, since the difference between the two wave fields will not be known. To apply the method using the seismic source shown in fig. 3, it will be necessary to keep the source stationary in the water and to fire the two transmitters one after the other. This would generate two distinct wave fields Si, S2 which can be recorded separately and processed according to equations (1) to (9). However, it would be impractical in practice to have to keep the source stationary in the water.

I prinsippet kunne de to separate bølgefeltene nødvendig for In principle, the two separate wave fields could be needed for

avskyggefremgangsmåten også oppnås ved å avfyre en enkelt sender ved en dybde, the shadowing procedure is also achieved by firing a single transmitter at a depth,

å endre dybden til senderen og å avfyre senderen igjen. Imidlertid ville også denne metoden være upraktisk å utføre. to change the depth of the transmitter and to fire the transmitter again. However, this method would also be impractical to perform.

I en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelsen blir derfor en forskjøvet vertikal kilde brukt som omfatter to sendere eller to sendegrupper med, i bruk, en sender eller sendergruppe som er anbragt på én dybde og den andre som er anbragt på en annen dybde. De to senderne, eller de to sendergruppene, er forskjøvet horisontalt med hensyn til hverandre. I bruk blir kilden beveget gjennom vannet i retningen som senderne eller emittergruppene er forskjøvet langs. Det er en tidsforsinkelse mellom avfyringen av én av senderne eller sendergruppene og avfyringen av den andre senderen eller sendergruppen. Tidsforsinkelsen mellom avfyringene og hastigheten til bevegelsen av kilden er valgt slik at, i tilfelle med en kilde som har bare to sendere, har punktet hvor den øvre senderen avfyres samme x-og y-koordinater som punktet hvor den nedre senderen avfyres. I tilfelle med en kilde som har to grupper med sendere, er tidsforsinkelsen mellom avfyring av én gruppe og avfyringen av den andre gruppen valgt slik at punktet hvor en sender i en gruppe er avfyrt har samme x- og y-koordinater som punktet hvor den korresponderende sender i den andre gruppen er avfyrt, for alle sendere i gruppen. Altså gjør oppfinnelsen det rett frem å generere identiske seismiske bølgefelt ved forskjellige dybder men ved samme x- og y-koordinater. De seismiske data generert av ett bølgefelt kan så bli brukt for å avskygge de seismiske data generert av det andre bølgefeltet ved å bruke ligning (9) over. In a preferred embodiment of the present invention, a staggered vertical source is therefore used which comprises two transmitters or two transmitter groups with, in use, one transmitter or transmitter group placed at one depth and the other placed at another depth. The two transmitters, or the two transmitter groups, are offset horizontally with respect to each other. In use, the source is moved through the water in the direction along which the transmitters or emitter groups are shifted. There is a time delay between the firing of one of the transmitters or transmitter groups and the firing of the other transmitter or transmitter group. The time delay between the firings and the speed of the movement of the source are chosen so that, in the case of a source having only two transmitters, the point where the upper transmitter is fired has the same x and y coordinates as the point where the lower transmitter is fired. In the case of a source having two groups of transmitters, the time delay between the firing of one group and the firing of the other group is chosen so that the point where a transmitter in a group is fired has the same x and y coordinates as the point where the corresponding transmitter in the other group is fired, for all transmitters in the group. So the invention makes it straightforward to generate identical seismic wave fields at different depths but at the same x and y coordinates. The seismic data generated by one wavefield can then be used to shade the seismic data generated by the other wavefield using equation (9) above.

Fig. 4 viser en utførelse av oppfinnelsen hvor kilden omfatter to grupper 10, 11 som hver har to sendere med seismisk energi Sil, S12; S21, S22. De fire senderne Sil, Sl2; S21, S22 har hovedsakelig identiske emisjonskarakteristikker. Separasjonen mellom de to senderne, Sil, S12 i den første gruppen 10 er hovedsakelig lik separasjonen mellom de to senderne S21, S22 i den andre gruppen. I denne utførelsen er en gruppe 10 anbragt på én dybde på 4 meter, mens den andre gruppen II er anbragt på en dybde på 10 meter. Aksen til hver sendergruppe er fortrinnsvis horisontal, slik at hver sender Sil, S12 i den første gruppen 10 er på en dybde på 4 meter og hver sender S21, S22 i den andre gruppen 11 har en dybde på 10 meter. Kilden er ment å bli beveget gjennom vannet med en hastighet v, og dette er mest praktisk gjort ved å taue kilden fra et undersøkelsesfartøy, som vist i fig. 1. Fig. 4 shows an embodiment of the invention where the source comprises two groups 10, 11 which each have two transmitters with seismic energy Sil, S12; S21, S22. The four transmitters Sil, Sl2; S21, S22 have essentially identical emission characteristics. The separation between the two transmitters, S1, S12 in the first group 10 is substantially equal to the separation between the two transmitters S21, S22 in the second group. In this embodiment, a group 10 is placed at a depth of 4 metres, while the other group II is placed at a depth of 10 metres. The axis of each transmitter group is preferably horizontal, so that each transmitter S1, S12 in the first group 10 is at a depth of 4 meters and each transmitter S21, S22 in the second group 11 has a depth of 10 meters. The source is intended to be moved through the water at a speed v, and this is most conveniently done by towing the source from a survey vessel, as shown in fig. 1.

I tillegg til å være separert i vertikalretningen (z-retningen), er de to gruppene også forskjøvet i en horisontal retning. Forskyvningsretningen til de to gruppene er retningen hvor kilden blir tauet ved bruk. Gruppene er forskjøvet med en horisontal avstand dn. I fig. 4 er retningen som gruppene er forskjøvet og som kildene blir beveget i bruk valgt til å være x-retningen for praktiske beskrivelsesformål. In addition to being separated in the vertical direction (z-direction), the two groups are also offset in a horizontal direction. The displacement direction of the two groups is the direction in which the source is towed in use. The groups are offset by a horizontal distance dn. In fig. 4, the direction in which the arrays are displaced and in which the sources are moved in use is chosen to be the x-direction for practical purposes of description.

De to gruppene er ikke forskjøvet i retningen normalt på bevegelsesretningen til kilden (i fig. 4 er dette y-retningen og strekker seg ut av papirplanet). En sender i én gruppe og den tilsvarende senderen i den andre gruppen er begge anbragt i et felles vertikalt plan som er parallelt til bevegelsesretningen til kilden. The two groups are not displaced in the direction normal to the direction of movement of the source (in Fig. 4 this is the y direction and extends out of the plane of the paper). A transmitter in one group and the corresponding transmitter in the other group are both placed in a common vertical plane which is parallel to the direction of movement of the source.

Forskjellen i dybde mellom den første og andre sendergruppen skal velges slik at 1/dt<<>fmaks, hvor fmakser maksimumfrekvensen i de seismiske data. Tiden dt blir bestemt av dybdeforskjellen mellom de to sendergruppene og av hastigheten på seismisk energi i vann, som er en kjent størrelse. Utførelsen av fig. 4 er ment å brukes med en maksimumfrekvens fmaks £ 90 Hz, og en dybdeforskj ell på 6 meter har blitt funnet å være aksepterbar i dette tilfellet. The difference in depth between the first and second transmitter group must be chosen so that 1/dt<<>fmax, where fmax is the maximum frequency in the seismic data. The time dt is determined by the depth difference between the two transmitter groups and by the speed of seismic energy in water, which is a known quantity. The embodiment of fig. 4 is intended to be used with a maximum frequency fmax £ 90 Hz, and a depth difference of 6 meters has been found to be acceptable in this case.

Som bemerket over har de to sendergruppene til kilden vist i fig. 4 en horisontal forskyvning, dn- Den horisontale forskyvningen er målt mellom en sender i gruppen nærmere tauefartøyet og den tilsvarende senderen i gruppen lenger fra tauefartøyet. As noted above, the two transmitter groups of the source shown in fig. 4 a horizontal displacement, dn- The horizontal displacement is measured between a transmitter in the group closer to the towing vessel and the corresponding transmitter in the group further from the towing vessel.

Den marine seismiske kilden vist i fig. 4 kan bli brukt i et marint seismisk undersøkelsesarrangement. I tillegg til kilden ville arrangementet også omfatte én eller flere seismiske mottakere og midler, slik som et tauefartøy, for å bevege kilden gjennom vannet. Det marine seismiske undersøkelsesarrangementet vil også omfatte kontrollmidler for å avfyre senderne, og registreringsmidler for å registrere seismiske data innsamlet av mottakeren(e). The marine seismic source shown in Fig. 4 can be used in a marine seismic survey arrangement. In addition to the source, the arrangement would also include one or more seismic receivers and means, such as a towing vessel, to move the source through the water. The marine seismic survey arrangement will also include control means for firing the transmitters, and recording means for recording seismic data collected by the receiver(s).

I en særlig foretrukket utførelse, er den horisontale forskyvningen mellom de to sendergruppene hovedsakelig lik skuddpunktsintervallet til det marine seismiske undersøkelsesarrangementet. Altså for et seismisk undersøkelsesarrangement som genererer et skuddpunktintervall på f.eks. 25 meter, er den horisontale forskyvningen av sendergruppen til den seismiske kilden fortrinnsvis omkring 25 meter. In a particularly preferred embodiment, the horizontal offset between the two transmitter arrays is substantially equal to the firing point interval of the marine seismic survey arrangement. So for a seismic survey arrangement that generates a shot point interval of e.g. 25 metres, the horizontal displacement of the transmitter group to the seismic source is preferably around 25 metres.

I denne utførelsen blir sendergruppene avfyrt i en «flip-fiop» sekvens med like intervaller på, i dette eksemplet, 25 meter. Det skal sies at senderne i gruppen nærmere tauefartøyet først er avfyrt og de kan bli avfyrt etterfølgende eller samtidig. Etter en tidsforsinkelse som er lik tiden som tauefartøyet trenger for å reise 25 meter, er senderne i gruppen lenger fra båten avfyrt. Dette resulterer i to skuddregistreringer generert ved punkter som har samme x-koordinat og samme y-koordinat, men ved forskjellige dybder. In this embodiment, the transmitter groups are fired in a "flip-fiop" sequence at equal intervals of, in this example, 25 meters. It should be said that the transmitters in the group closer to the towing vessel are fired first and they can be fired subsequently or simultaneously. After a time delay equal to the time the towing vessel needs to travel 25 metres, the transmitters in the group further from the boat are fired. This results in two shot registrations generated at points that have the same x-coordinate and the same y-coordinate, but at different depths.

I fig. 4 er gruppen ved den grunnere dybden vist som gruppen nærmere tauefartøyet. Oppfinnelsen vil ikke begrense dette, og gruppen ved grunnere dybde kunne vært gruppen lenger fra tauefartøyet. In fig. 4, the group at the shallower depth is shown as the group closer to the towing vessel. The invention will not limit this, and the group at a shallower depth could be the group further from the towing vessel.

Signalene generert ved mottakeren eller mottakergruppen som resultat av avfyring av den første sendergruppen og etterfølgende avfyring av den andre sendergruppen blir registrert på enhver konvensjonell måte. Siden, som forklart over, signalene ble sendt fra de to sendergruppene ved de samme x- og y-koordinatene, men ved forskjellige z-koordinater, kan resultatene bli analysert ved å bruke teorien skissert over med hensyn på ligningene (1) til (9). Særlig, ved å beregne summen av de to signalene og integralet med hensyn på tid av forskjellen mellom de to signalene, er det mulig å beregne det nedovergående kildebølgefeltet ved å bruke ligning (9). Dermed muliggjør den foreliggende oppfinnelsen at effektene av det oppovergående kildebølgefeltet blir fjernet fra de prosesserte seismiske data. Effekten av kildesideskyggerefieksjoner og etterklang blir dermed eliminert, eller i det minste vesentlig redusert. The signals generated at the receiver or receiver array as a result of firing of the first transmitter array and subsequent firing of the second transmitter array are recorded in any conventional manner. Since, as explained above, the signals were sent from the two transmitter groups at the same x and y coordinates, but at different z coordinates, the results can be analyzed using the theory outlined above with respect to equations (1) to (9 ). In particular, by calculating the sum of the two signals and the integral with respect to time of the difference between the two signals, it is possible to calculate the downward source wavefield using equation (9). Thus, the present invention enables the effects of the upward source wavefield to be removed from the processed seismic data. The effect of source-side shadow effects and reverberation is thus eliminated, or at least significantly reduced.

Resultater oppnådd ved å bruke en seismisk kilde i henhold til den foreliggende oppfinnelsen og avskyggemetoder i henhold til den foreliggende oppfinnelsen er illustrert i fig. 5-8. Disse figurene angår en undersøkelse utført ved å bruke en kilde som har to sendergrupper, hvor hver gruppe har to marine vibratorgrupper som seismiske sendere. Kilden ble tauet med gruppene med en dybde på henholdsvis 4 meter og 10 meter, med en 25 meter linjeforskyvning (ved «linjeforskyvning» er det ment forskyvning langs taueretningen) mellom de to gruppene. Gjennomsnittelig vanndybde var 52 meter. En havbunnskabel (OBC) dobbelt sensorkabel, 10 km i lengde, anbragt på havbunnen ble brukt som mottaker. De to gruppene av marine vibratorer ble avfyrt i en flip-flop modus som beskrevet over. Results obtained using a seismic source according to the present invention and shading methods according to the present invention are illustrated in fig. 5-8. These figures relate to a survey carried out using a source having two transmitter arrays, each array having two marine vibrator arrays as seismic transmitters. The source was towed with the groups at a depth of 4 meters and 10 meters respectively, with a 25 meter line offset (by "line offset" is meant displacement along the towing direction) between the two groups. The average water depth was 52 metres. An undersea cable (OBC) double sensor cable, 10 km in length, placed on the seabed was used as a receiver. The two groups of marine vibrators were fired in a flip-flop mode as described above.

Parameterne for undersøkelsesarrangementet er som følger: The parameters of the survey event are as follows:

Antall mottakerstasjoner: 204 Number of receiving stations: 204

Mottakerintervall: 25 meter Receiver interval: 25 meters

Mottakerdybde: 52 meter Receiver depth: 52 meters

Sveipebåndbredde: 5-90 Hz Sweep bandwidth: 5-90 Hz

Antall: 90. Number: 90.

Dataene registrert i OBC-sensorene som resultat av avfyring av sendergrupper på en dybde på 10 meter er vist i fig. 5. Dette viser dataene etter foreløpige prosesseringsoperasjoner. Sendergruppen på en dybde på 4 meter genererte en annen registrering (ikke vist) ved samme x, y plassering. Fig. 6 illustrerer dataene i fig. 5 etter prosessering, ved å bruke ligning (9) og dataene registrert ved å bruke sendergruppen på en dybde på 4 meter for å fjerne det oppovergående bølgefeltet. Det vil si at fig. 6 viser dataene fra fig. 5 etter avskygging for å fjerne effekten av kildesideskyggehendelser og etterklanger. Fig. 7 og 8 viser gjennomsnittelig amplitudespektra for de seismiske data i henholdsvis fig. 5 og 6. Det vil ses at oppløsningen og signal-til-støyforhold har begge blitt forbedret av avskyggeprosessen. The data recorded in the OBC sensors as a result of firing transmitter groups at a depth of 10 meters is shown in fig. 5. This shows the data after preliminary processing operations. The transmitter array at a depth of 4 meters generated another record (not shown) at the same x,y location. Fig. 6 illustrates the data in Fig. 5 after processing, using equation (9) and the data recorded using the transmitter array at a depth of 4 meters to remove the upward wave field. That is to say that fig. 6 shows the data from fig. 5 after shading to remove the effects of source side shading events and reverberations. Fig. 7 and 8 show average amplitude spectra for the seismic data in fig. 5 and 6. It will be seen that the resolution and signal-to-noise ratio have both been improved by the shading process.

I den foretrukne utførelsen beskrevet over, omfatter den seismiske kilden to grupper som hver omfatter to marine vibratorenheter. Den foreliggende oppfinnelsen er imidlertid ikke begrenset til dette presise arrangementet. F.eks. kunne hver av kildegruppene omfatte mer enn to sendere for seismisk energi. Videre kunne avskyggemetoden i henhold til den foreliggende oppfinnelsen i prinsippet bli anvendt hvis seismiske data innsamlet ved å bruke en enkelt seismisk sender ved en dybde og seismiske data innsamlet ved å bruke en sender som har identisk emisjonskarakteristikk ved en annen dybde (men ved samme x- og y-koordinater) er tilgjengelig. In the preferred embodiment described above, the seismic source comprises two groups each comprising two marine vibrator units. However, the present invention is not limited to this precise arrangement. E.g. each of the source groups could include more than two transmitters for seismic energy. Furthermore, the shading method according to the present invention could in principle be used if seismic data collected using a single seismic transmitter at one depth and seismic data collected using a transmitter having identical emission characteristics at another depth (but at the same x- and y coordinates) are available.

I utførelsen vist i fig. 4 er hver mottakergruppe en i-linje sendegruppe - dvs., senderne i hver gruppe er arrangert langs gruppens akse. Aksen til hver gruppe er sammenfallende med taueretningen når kilden er i bruk. Oppfinnelsen er imidlertid ikke begrenset til bruk med i-linje sendergrupper. In the embodiment shown in fig. 4, each receiver group is an in-line transmitter group - ie, the transmitters in each group are arranged along the axis of the group. The axis of each group coincides with the rope direction when the source is in use. However, the invention is not limited to use with in-line transmitter arrays.

Videre er den seismiske kilden til oppfinnelsen ikke begrense til en kilde som omfatter marine vibratorenheter. Kilden kunne også omfatte grupper av andre sendere for seismisk energi slik som f.eks. luftkanoner. Furthermore, the seismic source of the invention is not limited to a source comprising marine vibrator units. The source could also include groups of other transmitters for seismic energy such as e.g. air cannons.

Claims

1. A marine seismic source comprising: a first group of N transmitters of seismic energy, where N is an integer greater than one; and a second group of N transmitters of seismic energy, where, in use, the first group is placed at a first depth and the second group is placed at a second depth greater than the first depth, characterized in that the j'th transmitter in the the first group (j = 1, 2, ... N) is shifted by a horizontal distance dHdifferent from zero from the j'th transmitter in the second group along a first direction, and the j'th transmitter in the first group and the The j 'th transmitter in the second group both lie in a vertical plane parallel to the first direction.

2. A marine seismic source according to claim 1, characterized in that the N transmitters in the first group are arranged along the axis of the first group and the N transmitters in the second group are arranged along the axis of the second group.

3. A marine seismic source according to claim 2, characterized in that, in use, the first and second groups are arranged so that their axes lie substantially in a common vertical plane.

4. A seismic source according to claim 2 or 3, characterized in that, in use, the first and second groups are arranged so that the axis of the first group and the axis of the second group are mainly horizontal.

5. A seismic source according to one of the preceding claims, characterized in that each of the first and second groups of transmitters of seismic energy comprises N air cannons.

6. A seismic source according to one of claims 1-5, characterized in that each of the first and second groups of transmitters of seismic energy comprises N marine vibrator units.

7. A seismic source according to one of the preceding claims, characterized in that the first and second depths are chosen so that the time it takes for seismic energy to travel from the first depth to the second depth is greater than twice the reciprocal of the maximum frequency sent, in use, by the seismic sources.

8. A marine seismic survey arrangement, characterized in that it comprises: a marine seismic source as defined in one of the preceding claims; means of moving the seismic source; and an array of one or more seismic receivers.

9. A marine seismic survey arrangement according to claim 8, characterized in that it further comprises control means for firing a selected one of first and second groups of transmitters of seismic energy.

10. A marine seismic survey arrangement according to claim 8 or 9, characterized in that the horizontal displacement dn between the j'th transmitter in the first group and the j'th transmitter in the second group is essentially equal to the firing point interval in the survey arrangement.

11. A marine seismic survey arrangement according to claim 10, characterized in that the firing point interval for the survey arrangement is around 25 metres.

12. Method for operating a marine seismic source according to one of claims 1-7, characterized in that the method comprises the steps of: a) moving the seismic source at a speed v along a first direction; b) firing one of the first and second groups of seismic energy transmitters; and c) firing the second of the first and second groups of emitters of seismic energy at a time u/y after step (b).

13. Procedure according to claim 12, characterized in that step (b) comprises firing the first group.