NO335281B1

NO335281B1 - En fremgangsmåte for å operere en marin seismisk kilde

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: GB2376301B; BR0110058A; AU2001239512B2; GB2376301A; NO20024719D0; AU3951201A; NO20024719L; CA2405068A1; WO2001075481A2; GB0222913D0; 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.

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.

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.

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»

(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).

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)).

Som er tilfelle for skyggerefleksjoner, er etterklanger uønsket kilde for kontaminering av seismiske data siden de gjør tolkningen av primærrefleksjonen fra jordens indre uklar.

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.

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.

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.

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.

US 6044038, US 5200927 og US 4721180 beskriver eksempler på seismisk og akustiske kilder fra kjent teknikk.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Foretrukne trekk av oppfinnelsen er satt frem i de avhengige krav.

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

Fig. 8 illustrerer den gjennomsnittelige amplituden for signalet i 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.

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.

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.:

I denne ligningen er u(t) det oppovergående kildebølgefeltet og d(t) er det nedovergående kildebølgefeltet sendt ut av den hypotetiske senderen S.

Senderne Sl og S2 genererer oppovergående og nedeovergående bølgefelt. Disse bølgefelt kan bli beskrevet, relativt til tid t, ved følgende ligninger:

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.

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:

I ligningene (4) og (5), er u'(t) og d'(t) de tidsderiverte av henholdsvis u(t) og d(t)I.

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:

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):

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.

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).

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.

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.

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.

I prinsippet kunne de to separate bølgefeltene nødvendig for

avskyggefremgangsmåten også oppnås ved å avfyre en enkelt sender ved en dybde,

å endre dybden til senderen og å avfyre senderen igjen. Imidlertid ville også denne metoden være upraktisk å utføre.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

Parameterne for undersøkelsesarrangementet er som følger:

Antall mottakerstasjoner: 204

Mottakerintervall: 25 meter

Mottakerdybde: 52 meter

Sveipebåndbredde: 5-90 Hz

Antall: 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.

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.

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.

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.

Claims

1. En marin seismisk kilde omfattende: en første gruppe med N sendere av seismisk energi, hvor N er et heltall større enn en; og en andre gruppe med N sendere av seismisk energi, hvor, i bruk, den første gruppen er anbragt ved en første dybde og den andre gruppen er anbragt ved en andre dybde større enn den første dybden,karakterisert vedat 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 senderen i den andre gruppen langs en første retning, og den j 'te senderen i den første gruppen og den j 'te senderen i den andre gruppen ligger begge i et vertikalt plan parallelt til den første retningen.

2. En marin seismisk kilde i henhold til krav 1, karakterisert vedatdeN senderne i den første gruppen er arrangert langs aksen til den første gruppen og de N senderne i den andre gruppen er arrangert langs aksen til den andre gruppen.

3. En marin seismisk kilde i henhold til krav 2, karakterisert vedat, i bruk, er de første og andre gruppene anbragt slik at deres akser ligger hovedsakelig i et felles vertikalt plan.

4. En seismisk kilde i henhold til krav 2 eller 3, karakterisert vedat, i bruk, er de første og andre gruppene anbragt slik at aksen til den første gruppen og aksen til den andre gruppen hovedsakelig er horisontale.

5. En seismisk kilde i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat hver av første og andre grupper av sendere av seismisk energi omfatter N luftkanoner.

6. En seismisk kilde i henhold til et av kravene 1-5, karakterisert vedat hver av de første og andre gruppene av sendere av seismisk energi omfatter N marine vibratorenheter.

7. En seismisk kilde i henhold til et av de foregående krav,karakterisert vedat de første og andre dybder er valgt slik at tiden det tar for seismisk energi å reise fra den første dybden til den andre dybden er større enn to ganger den resiproke av maksimumsfrekvensen sendt, i bruk, av de seismiske kildene.

8. Et marint seismisk undersøkelsesarrangement, karakterisert vedat det omfatter: en marin seismisk kilde som definert i et av de foregående krav; midler for å bevege den seismiske kilden; og en gruppe av én eller flere seismiske mottakere.

9. Et marint seismisk undersøkelsesarrangement i henhold til krav 8,karakterisert vedat det ytterligere omfatter kontrollmidler for å avfyre en valgt av første og andre grupper av sendere av seismisk energi.

10. Et marint seismisk undersøkelsesarrangement i henhold til krav 8 eller 9,karakterisert vedat den horisontale forskyvningen dn mellom den j'te senderen i den første gruppen og den j 'te senderen i den andre gruppen hovedsakelig er lik skuddpunktsintervallet i undersøkelsesarrangementet.

11. Et marint seismisk undersøkelsesarrangement i henhold til krav 10,karakterisert vedat skuddpunktsintervallet for undersøkelsesarrangementet er omkring 25 meter.

12. Fremgangsmåte for å operere en marin seismisk kilde i henhold til et av kravene 1-7, karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter trinn for: a) å bevege den seismiske kilden med en hastighet v langs en første retning; b) å avfyre én av den første og andre gruppe av sendere av seismisk energi; og c) å avfyre den andre av den første og andre gruppe av sendere av seismisk energi ved en tid du/ y etter trinn (b).

13. Fremgangsmåte i henhold til krav 12, karakterisert vedat trinn (b) omfatter å avfyre den første gruppen.