NO336719B1 - Fremgangsmåte og anordning for å gjennomføre en marin seismikkundersøkelse i et område med havstrømmer - Google Patents

Description

Bakgrunn

Siden marin seismisk leting nå anvendes i økende grad i dypere vann når det letes etter olje og gass, er en av de største utfordringene forekomsten av sterke havstrømmer i mange områder som anses å ha stort hydrokarbonpotensial. Dype vann, som de som finnes i Mexicogolfen, Sør-Amerika, Vest-, Sør- og Øst-Afrika, er allerede viktige målområder for hydrokarbonleting og kommer mest sannsynligvis til å forbli det over de neste årene. Forekomsten av disse sterke havstrømmene gjør utførelsen av konvensjonell smalasimut-undersøkelser (eng.: narrow azimuth surveys, NAZ) svært vanskelig og driver kostnadene ofte opp.

Et av hovedelementene ved seismisk leting er belysningen av undersjøiske geologiske strukturer med lydbølger eller pulser av kjent fasong og form. Jevn belysning er nødvendig for at refleksjonskoeffisienter og andre petrologiske egenskaper kan bestemmes ut fra den reflekterte lydenergien, og ofte på en slik måte at den kan gjentas over mange år (gjentatt seismisk avbildning for reservoarovervåkning). Som følge av dette har det nylig foregått betydelige utvikling innen design og realisering av styrbare oppstillinger av seismisk kilde og mottaker. Disse systemene er utviklet for å motvirke effektene av varierende havstrømstyrke for å sikre jevn belysning med ønsket smal asimut.

En annen viktig faktor som må tas hensyn til i områder forbi kontinentalmarginene og i dypere vann, er at geologiske strukturer har fall (eng.: dips) som har en generell tendens (men ikke alltid) til å ha den mest signifikante forandringsraten i en retning vinkelrett på kystlinjene. Dessverre er det også generelt slik at sterke havstrømmer har tendens til å bevege seg parallelt med kystlinjene. Dette er et problem fordi moderne 3D seismisk marin undersøkelse, på grunn av dens begrensede asimutretning og sampling i retning vinkelrett på seilingslinjen ("tverrlinje"), anvendes generelt for å sample data hovedsakelig i "fall"-retningen for å sikre optimal avbildning av undergrunnen. Dette begrunner behovet, som har vært til stede lenge, for styrbare oppstillinger av seismisk kilde og hyd rofon mottake r for å motvirke eller begrense effektene av tverrstrømmer.

I mange tilfeller innhentes seismikkdata også ved å styre seismikkinnhentingssystemet i en retning som i det vesentlige tilsvarer havstrømsretningen. Ulempene ved denne fremgangsmåten er at det trengs stor maskinkraft for å taue oppstillingene av seismisk kilde og hydrofonmottaker når det seiles inn i havstrømmen. Omvendt må innhentingssystemets hastighet gjennom vannet reduseres betraktelig når innhentingssystemet styrekurs er med havstrømmen, for å sikre at den resulterende hastigheten langs havbunnen er slik at konstant belysning er opprettholdt. En av ulempene ved denne lavere hastigheten gjennom vann er at riktig styring og kontroll av oppstillingene av seismisk kilde og mottaker blir vanskelig å oppnå.

Ved smalasimut(NAZ)-undersøkelser gjøres det typisk alle mulige anstrengelser for kjempe mot havstrømmer og forhindre kilde- og mottakerasimuters avvik fra et veldig smalt område, som vist i figurene 1 og 3.

Det er nå vidtgående akseptert i sektoren at innhentingen av multiasimut-, vidasimut- eller rikasimutseismikkdata (eng.: multi azimuth, MAZ; wide azimuth, WAZ; rich azimuth, RAZ) tilveiebringer sterkt forbedret kvalitet av de endelige undergrunnsbildene sammenlignet med resultatene oppnådd med smalasimut(NAZ)-undersøkelser.

I det følgende skal seismikkinnhentingsterminologi forklares:

Først forklares begrepet felles midtpunkt (eng.: Common Mid-Point, CMP). Felles midtpunkter er punkter i undergrunnen definert som midtpunktene mellom de ulike seismiske kildeposisjonene og hydrofon- (eller geofon-)mottakerposisjonene med tanke på forandret østlengde (eng.: easting) og forandret nordlig bredde (eng.: northing), uavhengig av kildens eller mottakerens dybde eller fallet til de underliggende geologiske strukturene.

Nå skal 'CMP bin1 forklares. Et seismikkundersøkelsesareal er typisk inndelt i CMP bin-er. CMP bin-er er vanligvis definert som rektangulære bokser (tilnærmet kvadratisk der det er mulig) som dekker hele arealet. Størrelsen til CMP bin-ene er avhengig av graden av geologisk oppløsning som er nødvendig for korrekt å avbilde alle fallhendelser, strukturer og geologiske forkastninger som forventes i et areal. Bin-dimensjoner er typisk i området 5 til 200 m og bestemmer hvor store anstrengelser som trengs for å avbilde undergrunnen. Alle enkelte felles midtpunkter som faller innenfor grensen av en CMP bin, betegnes som å tilhøre denne bin-en for ytterligere seismikkdatabehandling.

Nå skal 'bin fold' forklares. Fold er definert som antall felles midtpunkter som hoper seg opp innenfor hver CMP bin-s grenser, og gir indikasjon over "anstrengelsen" som brukes for å skape det endelige undergrunnsbildet. Bin fold-ens minimumsverdi er én, 1. Andre bidragsytere til "anstrengelsen" er signalkildestyrken, antall mottakergrupper og antall hydrofoner (eller geofoner) innenfor mottakergruppene.

Nå skal skuddpunktavstand (eng.: Shot-Point Spacing, SP-avstand) forklares. SP-avstand er avstanden i kildeprogresjonsretning mellom påfølgende punkter der kildens seismiske energi frigis til vannet.

Nå skal minimumsopptaksintervall (eng.: Minimum Recording Interval) forklares. Minimumsopptaksintervall er minstetiden som er nødvendig for å ta opp seismikkreturner fra langt inne i jorden, og måles vanligvis fra tidspunktet der kildeenergien frigis.

Nå skal minimumssyklustid (eng.: Minimum Cycle Time) forklares. Minimumssyklustid er minstetiden som energikildeutstyret trenger for å energiseres fullstendig og dermed bli klar for den neste frigivelsen. Følgelig er minimumssyklustiden lik det kortest mulige tidsintervallet mellom de påfølgende skuddene som en seismisk kilde i seismikkundersøkelsessystemet er i stand til å generere.

I det følgende tilveiebringes forklaringer for begrepene maksimumslinjeavstand (eng.: Maximum Line Spacing), minimumslinjeavstand (eng.: Minimum Line Spacing) og maksimumsskuddpunktavstand (eng.: Maximum Shot Point Spacing).

Maksimumslinjeavstanden er avstanden av seilingslinjene som er a) i det vesentlige vinkelrett på den gjennomsnittlig dominerende havstrømmen og b) bestemt slik at den nødvendige bin fold-en oppnås. Følgelig, når det betraktes et fartøy som tauer en seismisk kilde og streamere som har respektive mottakergrupper, på tvers av havstrømmens retning, er maksimumslinjeavstanden den linjeavstanden som oppfyller betingelsen fold = 1 i alle CMP bin-er. Maksimumslinjeavstanden Lmaxgir seg av ligningen:

ifølge hvilken Lmaxer lik Ymaxdelt på 2 multiplisert med cosinus 9, der Ymaxer den maksimale avstanden mellom kildeposisjonen og den fjerneste mottakergruppen i den fjerneste streameren, og 9 er vinkelen (målt i urviserens retning) mellom den gjennomsnittlig dominerende havstrømretningen og retningen til den fjerneste streameren.

Minimumslinjeavstanden er linjeavstanden som gir den største verdien for fold-en i CMP bin-ene uten å tillate at innhentingssystemet berører den samme seilingslinjen to ganger, og er derfor lik dimensjonen av CMP bin-en i en retning parallell med den gjennomsnittlig dominerende havstrømretningen.

Maksimumsskuddpunktavstanden, SPmax, er avstandsintervallet som tillater at alle CMP bin-er som dekkes av en bestemt seilingslinje, har fold = 1, og gir seg av:

ifølge hvilken SPmaxer lik N delt på 2 og multiplisert med CMPx, der N er antallet seismiske mottakerkabler og CMPx er CMP bin-dimensjonen i en retning i det vesentlige vinkelrett på den dominerende havstrømretningen.

Minimumsskuddavstanden er avstanden som tillater den størst mulige verdien for fold-en i CMP bin-ene uten å tillate at innhentingssystemet berører den samme seilingslinjen to ganger, og er derfor definert som lik CMP bin-dimensjonen i en retning i det vesentlige vinkelrett på den dominerende havstrømretningen.

Det forventes at havstrømmene opprettholder en konstant hastighet og retning over en avstand på noen kilometer eller mindre, men det er også fornuftig å forvente at havstrømmen ikke vil følge en rett linje over lengre avstander, men ha tendens til å skifte retning eller meandrere en del, selv om den i en større målestokk vurderes i henhold til dens gjennomsnittlige strømningsretning og -hastighet.

For forståelsen av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen definerer vi punktene hvor undersøkelsesdesignen ikke lenger anses som i det vesentlige vinkelrett på den dominerende havstrømmen, for å være når en av de følgende betingelsene er oppfylt: 1. Med henvisning til fig. 9, når den resulterende innhentingssystembevegelsesvektoren (M), som frembringes av havstrømvektoren (C) og innhentingssystemstyrekurs-hastighetsvektoren (V), er for rask og maksimums-SP-intervallet passeres enten før minimumssyklustiden er oppnådd eller minimumsopptakstiden for de dypere seismiske refleksjonene ikke er oppnådd. 2. Med henvisning til fig. 10, når innhentingssystemhastighetsvektoren (V) er på et maksimum og innhentingssystembevegelsesvektoren (M) er for liten, og ikke kan nå minimums-SP-intervallet innenfor en tidsperiode som er lik 3 ganger minimumsopptaksintervallet.

Kort beskrivelse av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for å gjennomføre en marin seismikkundersøkelse i et undersøkelsesareal der sjøvann på grunn av havstrøm beveger seg i en dominerende retning i forhold til en underliggende havbunn, ved å anvende et innhentingssystem omfattende et fartøy som tauer en seismisk energikilde tilpasset til å sende ut akustisk energi mot den underliggende havbunnen, og en streamer som bærer en flerhet mottakere tilpasset til å motta en del av den akustiske energien som returneres fra underliggende strukturer i havbunnen, for innsamling av seismikkdata, der fremgangsmåten omfatter

- å navigere innhentingssystemet med en lengdeakse derav i en retning som i det vesentlige er ulik havstrømmens dominerende retning, og med en hastighet i forhold til sjøvannet som har en første hastighetskomponent som er rettet motsatt av og har i det vesentlige samme størrelse som havstrømhastigheten, og

en andre hastighetskomponent som er rettet generelt vinkelrett på den dominerende retningen,

for å bevege innhentingssystemet over undersøkelsesarealet langs seilingslinjer som har en avstand til hverandre, i alternerende, respektivt motsatte første og andre retninger, og som er generelt vinkelrett på den dominerende retningen, og

- å operere den seismiske energikilden og mottakere og innsamle

seismikkundersøkelsesdata under oppholdet i undersøkelsesarealet.

Trekkene av fordelaktige utførelsesformer av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er anført i de medfølgende patentkravene 2-18.

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en anordning for å gjennomføre en marin seismikkundersøkelse i et undersøkelsesareal der sjøvann på grunn av havstrøm beveger seg i en dominerende retning i forhold til en underliggende havbunn, der anordningen oppviser trekkene som er anført i det medfølgende patentkravet 19.

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en datamaskinimplementert fremgangsmåte som inkluderer anvendelse av en datamaskinanordning for å gjennomføre en marin seismikkundersøkelse i et undersøkelsesareal der sjøvann på grunn av havstrøm beveger seg i en dominerende retning i forhold til en underliggende havbunn, der den datamaskinimplementerte fremgangsmåten oppviser trekkene som er anført i det medfølgende patentkravet 20.

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer et datamaskinprogramprodukt som lagrer kjørbar kode for den datamaskinimplementerte fremgangsmåten anført i det medfølgende patentkravet 20.

For å løse problemene som forårsakes av sterke havstrømmer og den begrensede asimutsamplingen av tauede 3D seismiske streamere, tyr den foreliggende oppfinnelsen til utplassering av konvensjonelle 3D seismiske streamere for å utnytte havstrømmene for sikre jevn undergrunnsbelysning, økt asimutell sampling og oppnå forbedret avbildning av undergrunnens geologi. Dette skjer ved å designe 3D seismikkundersøkelser slik at seismikkundersøkelsesarealet er innrettet med den dominerende havstrømretningen, og styrekursorienteringen av den generelle lengdeaksen seismiske streameren er foretrukket optimalt vinklet med enten 135 eller 225 grader i forhold til retningen der havstrømmer stammer fra.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen.

Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet, som eksempel, med henvisning til de medfølgende tegningene. I alle tilfeller og for enkel demonstrering er havstrømmens retning holdt på 180° kompasskurs. Figur 1 er en skjematisk tegning i toppriss som gjelder et konvensjonelt marin 3D seismikkdatainnhentingsprogram, og som illustrerer den typiske undersøkelsen som er designet uten å ta høyde for den dominerende havstrømretningen, hvor undersøkelsesplanen ble designet med lite eller helt uten hensyn til den dominerende havstrømretningen. Figur 2 er en skjematisk tegning i toppriss som gjelder et eksempel på en marin 3D seismikkdatainnhenting som anvender den foreliggende oppfinnelsen, i hvilket eksempel det 3D undersøkelsesarealet er designet for å være innrettet med den dominerende havstrømretningen, og innhentingssystemstyrekursene er ca. 45° på hver side av undersøkelsesaksen og den dominerende havstrømsretningen. Figur 3 er en graf som anskueliggjør kilde-til-mottaker-asimutfordelingen som varierer med avstand nedover de seismiske streamere og bort fra kildeposisjonen(e), for et 3D seismikkinnhentingssystem tauet på konvensjonell måte som vist i figur 1, her representert ved en graf av asimutområde versus hydrofonforskyvning (eng.: hydrophone offset) langs den seismiske streameren for en oppstilling med 14 streamere, med 100 m separasjon og 5000 m totallengde. Dette betegnes vanligvis som smalasimutinnhenting (NAZ). For enkel demonstrering er dette fremstilt ved svake eller helt uten havstrømbetingelser. Havstrømmer ville bøye det skraverte arealet oppover eller nedover mot de fjerne forskyvningene. Figur 4 er en graf av kilde-til-mottaker-asimutfordelingen som varierer med avstand nedover de seismiske streamere og bort fra kildeposisjonen(e), for de to innhentingssystemstyrekursene fremstilt i figur 2, representert ved en graf av asimutområde versus hydrofonforskyvning langs den seismiske streameren for en oppstilling med 14 streamere, med 100 m separasjon og 5000 m totallengde. De to innhentingssystemstyrekursene er ca. 45° på hver side av den dominerende havstrømsretningen. Dette er faktisk et multiasimut (MAZ)-system. Grafen antar at streamerorienteringene kan holdes på eller nær 135° eller 225° under alle havstrømhastigheter med kurs i 180°-retningen. Figur 5 er en graf av kilde-til-mottaker-asimutfordelingen som varierer med avstand nedover de seismiske streamere og bort fra kildeposisjonen(e), for de to innhentingssystemstyrekursene fremstilt i figur 2, men i tillegg med hjelp av streamerstyring for å skape en "vifte"-effekt. Figur 6 er en graf av kilde-til-mottaker-asimutfordelingen som varierer med avstand nedover de seismiske streamere og bort fra kildeposisjonen(e), for de to innhentingssystemstyrekursene fremstilt i figur 2, med hjelp av streamerstyring for å skape en "vifte"-effekt, representert ved en graf av asimutområde versus hydrofonforskyvning langs den seismiske streameren for en oppstilling med 14 streamere, med 100 m separasjon og 5000 m totallengde, og i tillegg minst ett ytterlige kildefartøy for å oppnå et rikasimut-datasett (RAZ). De to innhentingssystemstyrekursene er ca. 45° på hver side av den dominerende havstrømsretningen. Figur 7 er et blokkdiagram som viser livssyklusen til en konvensjonell smalasimut(NAZ)-seismikkundersøkelse. Figur 8 er et blokkdiagram som viser livssyklusen til den foreslåtte fremgangsmåten som muliggjør MAZ-, WAZ- og RAZ-seismikkundersøkelser. Figur 9 er et skjematisk vektordiagram som anskueliggjør den resulterende innhentingssystembevegelsesvektoren (M) frembrakt av havstrømvektoren (C) og innhentingssystemstyrekurs- og -hastighetsvektoren (V), som er for rask, og maksimums-SP-intervallet passeres enten før minimumssyklustiden er oppnådd eller minimumsopptakstiden for de dypere seismiske refleksjonene ikke er oppnådd. Figur 10 er et skjematisk vektordiagram som anskueliggjør innhentingssystemhastighetsvektoren (V) som er på et maksimum, og innhentingssystembevegelsesvektoren (M) som er for liten, og minimums-SP-intervallet kan ikke nås innenfor tiden som tilsvarer 3 minimumsopptaksintervaller. Figur 11 er en skjematisk tegning i toppriss som anskueliggjør det typiske tilfellet der retningen av den dominerende havstrømmen, tegnet med pil-linjer, varierer litt over et areal som skal undersøkes. Heltrukne tverrstrømlinjer, tegnet vinkelrett på den dominerende havstrømmens gjennomsnittlige retning, anskueliggjør seilingslinjene til innhentingssystemet, som i det vesentlige er vinkelrett på den dominerende havstrøm-retningen.

Detaljert beskrivelse

Med henvisning til figur 1 er seilingslinjeendringstiden representert av pilene fremstilt ved 1 og 3. Den dominerende havstrømretningen er representert ved 2. Linjeendringer ved posisjon 1 tar betydelig lenger tid enn ved posisjon 3, fordi den dominerende havstrømmen virker mot nyinnrettingen av de seismiske streamere (4), mens havstrømmen støtter den nødvendige nyinnrettingen ved posisjon 3. Typisk trengs det sannsynligvis ytterligere "fyll"-passeringer av innhentingssystemet ved 5, på grunn av ulikheten av asimut/forskyvning-forholdet for data innhentet i de to ulike retningene.

Med henvisning til figur 2 er undersøkelsen designet slik at den er parallell med og/eller ortogonal på den dominerende havstrømretningen ved 6 (180°). Ved linje-endringsposisjonene 7 er tiden for linjeendring betydelig avkortet, siden havstrømmen støtter nyinnrettingen av de seismiske streamere ved forberedelse av innhentingssystemets neste traversering. Innhentingssystemstyrekurs og -hastighet gjennom vann, representert av vektorene ved 8 og 9, hvis retninger typisk også er representative for en generell lengdeakse til seismikkinnhentingssystemet, er valgt slik at i kombinasjon med havstrømvektoren går den resulterende innhentingssystembevegelsen i en retning som er generelt vinkelrett på havstrømretningen. Følgelig krysser også de tauede seismiske streamere undersøkelsesarealet med en lignende vinkelrett bevegelse.

Med henvisning til figur 3 viser grafen variasjonen av kilde-til-mottaker-asimut

plottet mot avstand langs konvensjonelle (NAZ) seismiske streamere. Modellen anvendt for å danne grafene var med 2 "flip-flop"-kildeoppstillinger, med en mottakeroppstilling med 14 streamere, med 100 m separasjon og 5000 m totallengde. Innhentingsretningens hovedakse er 180°, men for klarhetens skyld er den vist uten noe som helst havstrømpåvirkning. Det kan ses at i en avstand på 1500 m er asimutområdet kun rundt 50 grader.

Med henvisning til figur 4 viser grafen variasjonen av kilde-til-mottaker-asimut plottet mot avstand langs de seismiske streamerne ved anvendelse av datainnhentings- fremgangsmåten foreslått i den foreliggende oppfinnelsen. 180°-kompasskursen tilsvarer en retning parallell med den dominerende havstrømretningen, og undersøkelsene gjøres med kompasskursene til systemets generelle lengdeakse i vinkler på 135 og 225 grader. Det kan ses at i en avstand på 1500 m beløper asimutområdet seg til rundt 100 grader.

Med henvisning til figur 5 er grafen den samme som for figur 4, men streamerne ble utplassert med aktiv styring for å øke streamerseparasjonen med voksende avstand fra kilden. I dette tilfellet er asimutområdet i en avstand på 1500 m rundt 130 grader, og i en 5000 m-avstand er det rundt 280 grader.

Med henvisning til figur 6 er grafen den samme som for figur 4, men med utplassering av et andre kildefartøy. Ved spesielt sterke havstrømmer kan dette bidra til å opprett-holde ønsket asimutsampling, i tilfelle kontroll av de fjerne forskyvningene blir vanskelig.

Figurene 9 og 10 er tegnet ved bevisst å overdrive vinklene av retningen av innhentingssystemets bevegelsesvektor med hensyn til havstrømmens retning, men indikerer også at retningen av innhentingssystemets hastighetsvektor anses som generelt vinkelrett på havstrømmens retning selv om den avviker fra en 90-graders vinkel, men begrenset av andre faktorer som omtalt på andre steder i den foreliggende beskrivelsen og i medfølgende patentkrav.

Fordeler

I tillegg til å øke området av kilde-mottaker-asimuter som bidrar til hver undergrunnsbilde-"bin", har det foreslåtte systemet også fordeler som påvirker andre områder av det samlede datainnhentingssystemet.

Tiden som trengs for å gjennomføre seilingslinjeendringer kan avkortes med 50 % eller mer. Dette fordi kabelorienteringene må beveges med kun rundt 909, som det ble anskueliggjort i figur 2, i motsetning til 1809 som ved konvensjonell innhenting av typen "løpebane" som ble anskueliggjort i figur 1. Nyorienteringen av kablene ved den foreliggende oppfinnelsen støttes av strømningen til den omgivende havstrømmen heller enn å bli motarbeidet av den. Dette gjelder spesielt mindre undersøkelser der tiden for konvensjonell "løpebane"-seilingslinjeendring ofte kan være lengre enn den faktiske datasamlingstiden.

Når ekstra linjeendringstid er nødvendig for service og vedlikehold av kilde eller mottakeroppstillinger, er det ikke noe behov for lange, ringformede omveier. Innhentings-systemstyrekursen er alltid inn i den dominerende havstrømmen, og derfor kan en relativt geostasjonær posisjon tolereres. Etter avsluttet service eller utbedring kan innhentingssystemet raskere gjenoppta datainnhentingsprogrammet.

Dessuten, når seismikkdatainnhentingssekvenser eller "run"-er avbrytes på grunn av tekniske problemer eller feil, er det ikke nødvendig med "rundtsirklings"-manøvrene som typisk er nødvendig ved bruk av tidligere kjente marine seismikkundersøkelsesregimer, siden fartøyet kan holde en relativt stasjonær posisjon mens utbedringsarbeider utføres, slik at det befinner seg svært snær den korrekte gjenopptagelsesposisjonen når utbedringsarbeidene er avsluttet.

Dessuten er et redusert innhentings-"fotavtrykk" en fordel som oppnås ved anvendelse av den foreliggende oppfinnelsen. Dette inntrer fordi grunne seismiske refleksjonsdata har tendens til å være noenlunde rommessig undersamplet. Bilder frembrakt ved hjelp av disse undersamplede dataene har tendens til å overdrive innhentingsforskjeller. Eksempler er grensene mellom innhentingsbaner (eng.: swaths of acquisition) innhentet i to ulike retninger, eller grensene mellom to baner som ble innhentet under ulike tidevanns- eller havstrømforhold. Dette krever vanligvis også noe "fyN"-innhenting. Anvendelse av den foreliggende oppfinnelsen fører til en reduksjon av disse forskjellene, fordi innhentings-retningen har tendens til å være den samme, og tidevanns- eller havstrømsforandringsrater er relativt saktere. Fyllbehovet er dermed redusert, siden det ikke finnes noen banegrenser når havstrømretningen er relativt konstant.

En ytterligere stor fordel som oppstår ved anvendelse av den foreliggende

oppfinnelsen, er et forbedret endelig migrert bilde som kan oppnås på grunn av eksistensen av et vidt og variert asimutområde i dataene. Virksomheten av den endelige avbildningen av seismikkdata er sterkt avhengig av orienteringen av kilde-til-mottaker-stråleveiene i forhold til den underliggende topografien (fallene) av fjellet som avbildes. For eksempel kan det hende at en kilde-mottaker-orientering vinkelrett på fallretningen ikke viser fallet i det hele tatt, selv med forskyvninger som forandrer seg. Og selv når fallet ses, vil dataene være dårlig "migrert" til den korrekte bildeposisjonen, fordi det er dårlig forskyvningssampling i retningen vinkelrett på seilingslinjen ('up dip'-retning). Vidasimutsampling forbedrer generelt det endelige migrerte bildet av fjell som har fall som varierer med dybde, lengdeposisjon og breddeposisjon.

Siden ikke noe innhenting i "løpebane"-stil er forbundet med anvendelsen av den foreliggende oppfinnelsen, er økt databehandlingseffektivitet en annen fordel som oppnås. Databehandlingsteknikker, spesielt "migrasjons"-algoritmer, krever at data innhentes sammenhengende uten avbrudd. På denne måten kan data bearbeides på en sekvensiell kaskadert måte. Med "løpebane"-innhentingen i de tidligere kjente marine seismikkunder-søkelsesregimene innhentes data i blokker, og data må ofte "migreres" mer enn én gang for å skape et sømløst bilde. Med den foreliggende oppfinnelsen er datainnhentingsretningen den samme som den som bearbeidingssystemet trenger, som dermed vil være mer effektivt og bedre i stand til å holde tritt med datainnhentingshastigheten.

Dessuten muliggjør anvendelsen av den foreliggende oppfinnelsen en betydelig brenselbesparelse på grunn av den forbedrede effektiviteten ved seilingslinjeendring og dermed samlet reduksjon av innhentingstid under "stim", noe som burde kraftig redusere seismikkdatainnhentingssystemets "karbonfotavtrykk".

Claims (17)

1. Fremgangsmåte for å gjennomføre en marin seismikkundersøkelse i et undersøkelsesareal der sjøvann på grunn av havstrøm beveger seg i en dominerende retning (6) i forhold til en underliggende havbunn, ved å anvende et innhentingssystem omfattende et fartøy som tauer en seismisk energikilde tilpasset til å sende ut akustisk energi mot den underliggende havbunnen, og en streamer som bærer en flerhet mottakere tilpasset til å motta en del av den akustiske energien som returneres fra underliggende strukturer i havbunnen, for innsamling av seismikkdata, karakterisert vedat fremgangsmåten omfatter: å navigere innhentingssystemet med en lengdeakse (8,9) derav i en retning som i det vesentlige er ulik havstrømmens dominerende retning (6), og med en hastighet i forhold til sjøvannet som har a) en første hastighetskomponent som er rettet motsatt av og som har i det vesentlige samme størrelse som havstrømhastigheten, og b) en andre hastighetskomponent som er rettet generelt vinkelrett på den dominerende retningen (6), å bevege innhentingssystemet over undersøkelsesarealet langs seilingslinjer som har en avstand til hverandre, i alternerende, respektivt motsatte første og andre retninger, og som er generelt vinkelrett på den dominerende retningen (6), og å operere den seismiske energikilden og mottakere og innsamle seismikkunder-søkelsesdata under oppholdet i undersøkelsesarealet.

2. Fremgangsmåten ifølge krav 1, omfattende å navigere innhentingssystemet med retningen av innhentingssystemets lengdeakse (8,9) rettet alternerende mot respektive motsatte sider av havstrømmens dominerende retning (6) i overensstemmelse med seilingslinjenes alternerende retninger.

3. Fremgangsmåten ifølge krav 1, omfattende å operere styremidler til i det minste én av fartøyet eller streameren for å holde streameren innrettet på en lengdeaksen (8,9) i tilsvarende alternerende første og andre retninger rotert i respektive første og andre vinkler med hensyn til, og til respektive, motsatte sider av, den dominerende retningen (6).

4. Fremgangsmåten ifølge krav 1, 2 eller 3, hvori den andre hastighetskomponenten er rettet generelt vinkelrett på den dominerende retningen inntil en bevegelsesvektor (M) av innhentingssystemet referert til havbunnen når et punkt der et maksimumsskudd- punktintervall passeres enten før en minimumssyklustid er oppnådd eller en minimums-opptakstid for dypere seismiske refleksjoner ikke er oppnådd.

5. Fremgangsmåten ifølge krav 1, 2, 3 eller 4, hvori den andre hastighetskomponenten er rettet generelt vinkelrett på den dominerende retningen (6) inntil en hastighetsvektor (V) av innhentingssystemet referert til havbunnen når et maksimum og en bevegelsesvektor (M) av innhentingssystemet referert til havbunnen blir for liten for å oppnå et maksimums-skuddpunktintervall innenfor en tidsperiode som er lik 3 ganger et minimumsopptaksintervall.

6. Fremgangsmåten ifølge hvilket som helst av kravene 1-5, hvori retningen av innhentingssystemets lengdeakse (8,9) er i en vinkel i et område fra 35 til 55 grader med hensyn til den dominerende retningen (6) av havstrømmen.

7. Fremgangsmåten ifølge krav 6, hvori retningen av innhentingssystemets lengdeakse (8,9) er i en vinkel på i det vesentlige 45 grader med hensyn til havstrømmens dominerende retning (6) vinklene er.

8. Fremgangsmåten ifølge krav 2, hvori retningen av innhentingssystemets lengdeakse (8,9), når rettet alternerende mot motsatte sider av havstrømmens dominerende retning (6), går i respektive i det vesentlige like vinkler i forhold til havstrømmens dominerende retning (6).

9. Fremgangsmåten ifølge krav 1, inkludert å anvende ett eller flere ytterligere kildefartøy, eventuelt med deres egne tauede streamere, slik at asimutområdet økes.

10. Fremgangsmåten ifølge krav 1, inkludert å anvende en akustisk posisjoneringsoppstilling fordelt mellom de ytterligere kildefartøyene og hovedseismikkmottakeroppstillingen, slik at de ytterligere kildefartøyene fungerer som akustisk(e) referansepunkt(er) tilknyttet sine egne satellittbaserte globale posisjoneringssystem(er).

11. Fremgangsmåten ifølge krav 9, inkludert å anvende akustiske oppstillinger og/eller treghetsnavigasjonssystemer på hovedmottakeroppstillingen og mellom de ytterligere kildefartøyene og hovedseismikkmottakeroppstillingen, slik at bruken av streamerhalebøyer kan reduseres eller unngås.

12. Fremgangsmåten ifølge krav 1, inkludert å beregne fordelingen av alle kilde-til-mottaker-avstander innenfor felles-midpunkt-avbildnings-bin-er, slik at fordelingsmangler kan beregnes for å bestemme de korrekte fremtidige posisjonene av hovedfartøyet og/eller ytterligere kildefartøy ved påfølgende passeringer gjennom undersøkelsesarealet.

13. Fremgangsmåten ifølge krav 1, inkludert å beregne fordelingen av alle kilde-til-mottaker-asimuter innenfor felles-midpunkt-avbildnings-bin-er, slik at fordelingsmangler kan beregnes for å bestemme de korrekte fremtidige posisjonene av hovedfartøyet og/eller ytterligere kildefartøy ved påfølgende passeringer gjennom undersøkelsesarealet.

14. Fremgangsmåten ifølge krav 1, inkludert å anvende en eller flere paravaneinnretninger festet til en halebøye på en eller flere av de seismiske streamerne, slik at optimal separasjon og asimutvinkler opprettholdes.

15. Anordning for å gjennomføre en marin seismikkundersøkelse i et undersøkelsesareal der sjøvann på grunn av havstrøm beveger seg i en dominerende retning (6) i forhold til en underliggende havbunn, ved å anvende et innhentingssystem omfattende et fartøy som tauer en seismisk energikilde tilpasset til å sende ut akustisk energi mot den underliggende havbunnen, og en streamer som bærer en flerhet mottakere tilpasset til å motta en del av den akustiske energien som returneres fra underliggende strukturer i havbunnen, for innsamling av seismikkdata, karakterisert vedat anordningen omfatter - et navigeringsmiddel tilpasset til å navigere innhentingssystemet med en lengdeakse (8,9) derav i en retning som i det vesentlige er ulik havstrømmens dominerende retning (6), og med en hastighet i forhold til sjøvannet som har a) en første hastighetskomponent som er rettet motsatt av og har i det vesentlige samme størrelse som havstrømhastigheten, og b) en andre hastighetskomponent som er rettet generelt vinkelrett på den dominerende retningen (6), for å bevege innhentingssystemet over undersøkelsesarealet langs seilingslinjer som har en avstand til hverandre, i alternerende, respektivt motsatte første og andre retninger, og som er generelt vinkelrett på den dominerende retningen (6), og - et opereringsmiddel tilpasset til å operere den seismiske energikilden og mottakere og innsamle seismikkundersøkelsesdata under oppholdet i undersøkelsesarealet.

16. Et apparat ifølge krav 15, der navigasjonsinnretningen omfatter en datamaskinimplementert fremgangsmåte inkludert å anvende en datamaskinprogram i en regnemaskinanordning for å gjennomføre en marin seismikkundersøkelse.

17. Apparat ifølge krav 16, der et regnemaskinprogram er lagret kjørbar kode for fremgangsmåten ifølge krav 16.