NO339523B1 - Innsamling av seismisk energi generert fra borestøy, samt prosessering av seismiske data - Google Patents

Description

Denne oppfinnelsen vedrører innsamling og behandling av seismikkdata, og, mer bestemt, fremgangsmåter for innsamling og behandling av seismikkdata som fremskaffes ved bruk av borestøy som en kilde for seismisk energi.

Vertikal seismisk profilering (vertical seismic profiling, VSP) er en teknikk som typisk involverer dannelse av refleksjonsavbildninger av undergrunnen fra seismikkdata som innsamles ved bruk av en gruppe av nedihulls geofoner og en seismisk kilde på overflaten. En "revers" VSP-prosedyre er også kjent, hvor geofonene er lokalisert ved overflaten og den seismiske kilde (så som en borkrone i drift) er lokalisert nede i hullet. Nyttigheten av borestøy som en kilde for seismisk energi avhenger imidlertid for en stor del av signalbåndbredden og hvor godt man kan estimere den akustiske signatur for det utsendte signal.

For å bruke en borkrone i drift som en seismisk kilde, må det kontinuerlige, kaotiske signal som genereres ved borkronen konverteres til en ekvivalent impuls. Teknikker som er beskrevet i tidligere publisert arbeid innen dette området har typisk vært basert på målinger som er foretatt av akselerometere på borestrengen, for å tilveiebringe et estimat av den seismiske signatur for borkronen. Se f.eks. Staron, P., Gros, P., og Arens G., 1985, UK patentsøknad GB 217359A, Rector, J. W., Marion, B. P., og Widrow, B., 1988, Use of drill-bit energy as a downhole seismic source: 58. Ann. Mtng., Soc. Expl. Geohys., Expanded Abstracts, 161-164, Rector, J. W., 1990, Utilization of drill bit vibrations as a downhole source: Ph.D. avhandling, Stanford University; Rector, J. W., og Marion, B.P., 1991, The use of drill-noise energy as a downhole seismic source: Geophysics, 56, 628-634, og Rector, J. W., og Hardage, B.A., 1992, Radiation pattern and seismic waves generated by a working rollercone drill bit: Geophysics, 57, 1319-1333, idet hver av disse innlemmes heri som referanse. Fra estimatet av denne seismiske signatur, avledes et invers filter som deretter anvendes til å redusere dataene til et estimat av grunnens impulsrespons. For å fremskaffe et godt estimat av borkronens signatur fra disse akselerometere, må man først fjerne borestrengens transferfunksjon og urelatert støy fra akselerometermålingen.

Et vesentlig problem med denne løsningsmåten er at for avviksbrønner så kan friksjon mellom borehullets vegg og borestrengen sterkt dempe de aksiale vibrasjoner langs borestrengen, og i realiteten gjøre de målinger som utføres av borestrengens akselerometer ubrukelige.

En annen type av fremgangsmåte er beskrevet i US patent nr. 5 148 407 tilhørende Haldorsen, J., Farmer, P., og Desler, J., 1992, med tittel "Method for vertical seismic profiling", i US patent nr. 4 922 362, til Miller, D., Haldorsen, J., og Kostov, C, 1990, med tittel "Methods for deconvolution of unknown source signatures from unknown source signatures from unknown waveform data", i Haldorsen, J.B.U., Miller, D.E., og Walsh, J., 1995, Walk-away VSP using drill noise as a source, Geophysics, 60, 978-997, og Haldorsen, J., Miller, D. Walsh, J., og Zoch, H.-J., 1992b, A multichannel approach to signature estimation and deconvolution for drill-bit imaging: 62. Ann. Internat. Mtg., Soc. Expl. Geophysics, Expanded Abstracts, 181-18, idet hver av disse innlemmes heri som referanse. Denne type fremgangsmåte anvender fokuseringsevnen til en stor gruppe av overflategeofoner både til å fremskaffe borkronens signatur og for å tilveiebringe et optimalt flerkanals dekonvolveringsfilter. Ved denne type seismisk datainnsamlingsscenario, er imidlertid mottakerne lokalisert i en svært støyende omgivelse (jordens overflate) og dette innfører betydelig vanskelighet i prosessen med fremskaffelse av borkronens signatur. I tillegg har de relativt store dimensjoner av den nødvendige geofongruppe på overflaten (gruppen har typisk en lengde som er tilnærmet én eller to ganger dybden av borestøykilden) ofte begrenset den kommersielle gjennomførbarhet av denne type av "revers" VSP-prosedyre.

Av disse årsaker vil det være en stor fordel å være i stand til å samle inn og behandle seismiske data som fremskaffes ved bruk av én borestøykilde ved bruk av fremgangsmåter som ikke er beheftet med ett eller flere av de problemer som er beskrevet ovenfor.

Oppfinnelsen er angitt i patentkravene.

Ett aspekt involverer en fremgangsmåte for innsamling av seismiske data som inkluderer utplassering av en første gruppe av seismiske mottakere og en annen gruppe av seismiske mottakere, og samtidig mottaking av borestøy-seismikkenergi som produseres når en brønnboring bores relativt nær de første og andre grupper av seismiske mottakere ved bruk av den første og annen gruppe av seismiske mottakere, hvor den første gruppe av seismiske mottakere er nærmere kilden for borestøy-seismikkenergien enn den annen gruppe av seismiske mottakere.

Et annet aspekt involverer en fremgangsmåte for prosessering av seismiske data som inkluderer estimering av en borestøykilde-signatur fra seismiske data som er innsamlet av en første gruppe av seismiske mottakere, og som er assosiert med seismisk energi som ble produsert når en brønnboring ble boret relativt nær den første gruppe av seismiske mottakere, og bruk av estimatet av borestøykilde-signaturen under prosessering av seismiske data som ble innsamlet samtidig av en annen gruppe av seismiske mottakere som er lokalisert lenger bort fra kilden for borestøy-seismikkenergien enn den første gruppe av seismiske mottakere.

Et ytterligere aspekt involverer et datamaskinanvendelig medium som har datamaskinlesbare programkodemidler innbefattet deri, hvilket muliggjør utførelse av den oppfinneriske fremgangsmåte for prosessering av seismiske data.

Et ytterligere aspekt involverer en fremgangsmåte for innsamling av seismiske data som inkluderer utplassering av en første gruppe av seismiske mottakere i et borehull, mottaking av seismisk energi som produseres når en brønnboring bores relativt nær den første gruppe ved bruk av de seismiske mottakere, og registrering av seismiske data som er assosiert med den mottatte seismiske energi.

Et annet aspekt involverer en fremgangsmåte for innsamling og behandling av seismiske data som inkluderer utplassering av en første gruppe av seismiske mottakere i et borehull, mottaking av seismisk energi som produseres når en brønnboring bores relativt nær den første gruppe ved bruk av de seismiske mottakere, registrering av seismiske data som er assosiert med den mottatte seismiske energi, og estimering av én eller flere karakteristika for den seismiske energi ved bruk av de registrerte seismiske data.

Ytterligere detaljer og trekk ved oppfinnelsen vil fremgå klarere av den detaljerte beskrivelse som følger.

Oppfinnelsen vil bli beskrevet i nærmere detalj nedenfor i forbindelse med de følgende figurer, hvor: Fig. 1 er et flytskjema som viser prosesser som er assosiert med visse utførelser av den foreliggende oppfinnelse; og Fig. 2 illustrerer skjematisk innsamlingen av seismiske data ved bruk av en borestøykilde og grupper av seismiske mottakere som er lokalisert i et borehull og på jordens overflate. Fig. 1 er et flytskjema som viser forskjellige prosesser som er assosiert med visse

utførelser av den foreliggende oppfinnelse. Den oppfinneriske prosess 10 begynner med utplassering av en første gruppe av seismiske mottakere, så som i et borehull, vist på fig. 1 som "utplasser mottakere i brønnboringen" 12. Den første gruppe vil ofte bestå av en kolineær gruppe med jevn innbyrdes avstand mellom geofonene. Andre typer av gruppegeometrier kan også brukes, så som en todimensjonal eller tredimensjonal gruppe, og de seismiske mottakere kan være geofoner, hydrofoner, multikomponentgeofoner, osv. En typisk borehullsmottakergruppe kan ha en gruppelengde på mellom 35 og 100 meter. Denne gruppen av seismiske mottakere vil fortrinnsvis være plassert i et relativt stille område (dvs. isolert fra støy) så nær som mulig til borestøy-seismikkilden (så som at den er plassert i et tidligere boret borehull, opphengt fra en bøye i en marin omgivelse, innleiret i eller utplassert tilstøtende havbunnssedimenter, osv.). Hovedaksen i gruppen er fortrinnsvis innrettet slik at gruppen av seismiske mottakere ikke mottar en innkommende seismisk bølgefront samtidig eller tilnærmet samtidig. I konteksten med denne søknad, utelukker uttrykket "gruppe av seismiske mottakere" eksplisitt enhver gruppe av seismiske mottakere som mottar borestøy-seismikkenergi gjennom direkte kopling til et vektrør, et borerør eller en hvilken som helst beslektet komponent av en borerigg.

En annen gruppe av seismiske mottakere kan også utplasseres, så som på jordens overflate, vist på fig. 1 som "utplasser overflatemottakere" 14. Denne gruppen av seismiske mottakere, her referert til som den annen gruppe, vil ofte være en betydelig større tredimensjonal gruppe av seismiske mottakere som vil motta seismiske data som kaster lys over et betydelig større parti av undergrunnen, og som alternativt kan omfatte en slepet gruppe eller havbunnsgruppe av marinseismiske mottakere.

Etter at de ønskede seismiske mottakere er utplassert, bores et borehull relativt nær den første gruppe av seismiske mottakere (dvs. tilstrekkelig nær de seismiske mottakere i den første gruppe til at den seismiske energi som produseres når borehullet bores kan detekteres av de seismiske mottakere), vist på fig. 1 som "bor brønnboring" 16.

Den seismiske energi som produseres når borehullet bores forplanter seg gjennom jordens undergrunn (både gjennom direkte og reflekterte overføringsmodi, som omtalt nedenfor) og mottas av den første gruppe av seismiske mottakere, vist på fig. 1 som "motta energi i brønnboringen" 18. I visse utførelser av den oppfinneriske fremgangsmåte kan separasjonen mellom seismikkenergikilden og den første gruppe av seismiske mottakere være i området mellom 50 og flere tusen meter. Den seismiske energi som produseres når borehullet bores kan også mottas av den annen gruppe av seismiske mottakere, så som de som kan være lokalisert på overflaten, vist som "motta energi ved overflaten" 20 på fig. 1. Data som beskriver den seismiske energi som mottas av den første gruppe av seismiske mottakere registreres, på fig. 1 vist som "registrer seismikkdata for brønnboringen" 22. Hvis den annen gruppe av seismiske mottakere brukes, blir data som beskriver den seismiske energi som mottas av disse seismiske mottakere også registrert, på fig. 1 vist som "registrer seismikkdata ved overflaten" 24.

Karakteristikker for borestøyen (så som dens kildesignatur) kan estimeres ved bruk av de registrerte seismiske data fra den første gruppe av seismiske mottakere, som på fig. 1 vist som "estimer borestøysignatur" 26. Som beskrevet nedenfor kan denne prosessen bestå av bølgefeltdekonvolvering av de seismiske data. Hvis den annen seismiske mottakergruppe brukes, kan dette estimatet av borestøysignaturen (så som en dekonvolveringsoperator som produseres når de seismiske data utsettes for bølgefeltdekonvolvering) brukes til å behandle de registrerte seismiske data som er fremskaffet ved bruk av denne annen seismiske mottakergruppe. Dette er på fig. 1 vist som "behandle seismiske data ved bruk av dekonvolveringsoperator" 28. Fordi de fleste teknikker for tolking av seismiske data anvender reflekterte (istedenfor direkte) ankomster, kan det direkte bølgefelt fjernes fra de behandlede seismiske data. Dette er på fig. 1 vist som "fjern direkte bølgefelt" 30. Dataene kan også senere vises eller utsettes for ytterligere seismisk databehandling og/eller tolkingsteknikker, på fig. 1 vist som "videre behandling/tolking" 32. Mange av disse prosessene vil bli omtalt og beskrevet i nærmere detalj nedenfor.

De oppfinneriske fremgangsmåter for innsamling og behandling av seismiske data er basert på den virkeliggjøring at det er mulig, og ofte fordelaktig, å estimere karakteristikker for en borestøy-seismikkilde (så som dens kildesignatur) ved bruk av en relativt liten gruppe av seismiske sensorer som er lokalisert i en relativt stille omgivelse. Det ble tidligere antatt at størrelsen av gruppen typisk måtte være omtrent så stor eller større enn avstanden mellom gruppen av seismiske mottakere og den seismiske kilde. I enkelte applikasjoner vil den oppfinneriske fremgangsmåte involvere bruk av en essensielt vertikal gruppe av sensorer som er utplassert i et separat borehull for å bestemme den akustiske signatur for en borkrone i drift. Ved utplassering av mottakerne i en relativt stille omgivelse i et borehull noenlunde nær borkronen, er det betydelig mindre støy i målingene, og dette kan tilveiebringe et bedre estimat av den akustiske signatur for borkronen i drift.

Fig. 2 viser utstyr som er assosiert med innsamling av seismiske data i samsvar med visse utførelser av de oppfinneriske fremgangsmåter. På fig. 2 er en borerigg 50 plassert på jordens overflate, en første gruppe av seismiske mottakere 52 er utplassert nede i hullet i en brønnboring, og en annen gruppe av seismiske mottakere 56 er vist utplassert på jordens overflate. De seismiske mottakere nede i hullet kan f.eks. være en del av et vaierverktøy, så som Schlumbergers Versatile Seismic Imager (VSI™) verktøyet, som har fire eller flere seismiske mottakere. Disse seismiske mottakere kan være tilkoplet til elektronisk utstyr 58 på overflaten ved hjelp av en vaierkabel 60. Det elektroniske utstyr på overflaten vil typisk inneholde registreringsmaskinvare som vil registrere de seismiske data som fremskaffes av de seismiske mottakere. Det elektroniske utstyr på overflaten kan også inneholde en datamaskinprosessor for å behandle de mottatte data, og en slik datamaskinprosessor vil typisk ha en medialeser, så som CD-drivstasjon 62, for lesing av datamaskinprogramvareinstruksjoner fra en

programvarelagringsinnretning, så som en CD 64. Datamaskinprogramvaren kan gjøre det mulig for datamaskinprosessoren å behandle de mottatte seismiske data i samsvar med den oppfinneriske metodologi som her læres bort. Det vil forstås at forskjellige deler av databehandlingsoperasjonene kan utføres nede i hullet, utføres på brønnstedet, eller utføres i en avstand fra brønnstedet. Den annen gruppe av seismiske mottakere 56 kan også være tilkoplet til det elektroniske utstyr 58 på overflaten eller et tilsvarende apparat gjennom ledningsførte eller trådløse telemetrisystemer.

I drift inkluderer boreriggen 50 en borerørstreng 72 som har en borkrone 74 ved sin distale ende. Når borerørstrengen 72 roteres, danner borkronen 74 progressivt borehullet 76, og i prosessen frigjøres mye av energien ved seismiske frekvenser. Noe av denne energien passerer direkte gjennom den geologiske undergrunn og mottas av flerheten av seismiske mottakere 52, vist som en bølgestråle 82 for direkte ankomst, og noe av denne reflekteres ved geologiske grenseflater (hvor forskjellige geologiske strata på motsatte sider av grenseflatene har forskjellige akustiske impedanser), så som den geologiske grenseflate 80, vist som en bølgestråle 78 for reflektert ankomst. Andre deler av denne energien passerer direkte gjennom den geologiske undergrunnen og mottas av den seismiske mottakergruppe 56, vist som en bølgestråle 84 for direkte ankomst, og ytterligere deler av denne reflekteres ved geologiske grenseflater, så som den geologiske grenseflate 80, vist som en bølgestråle 86 for reflektert ankomst.

Det vil av de som har fagkunnskap innen teknikken forstås at forskjellige alternativer av den beskrevne konfigurasjon kan brukes til å samle inn og behandle seismiske data ved bruk av en borestøykilde. Istedenfor f.eks. å danne en del av et vaierverktøy, kan den første gruppe av seismiske mottakere være permanent eller halvpermanent installert i formasjonen. Data fra de seismiske mottakere kan registreres ved bruk av permanente eller halvpermanente installerte kabler, ved bruk av akustiske pulsoverføringssystemer, ved bruk av elektromagnetiske trådløse overføringssystemer, osv. I en marin omgivelse kan den første gruppe av seismiske mottakere alternativt være opphengt i vannsøylen, så som under en bøye, og den annen gruppe av seismiske mottakere kan alternativt være plassert på havbunnen eller inkorporert i streamere som slepes bak et fartøy.

Det er mulig å estimere mange forskjellige karakteristika for den seismiske kilde ved bruk av de seismiske data som fremskaffes av den første gruppe, så som kilde/mottakerseparasjonsavstand, kilderetning og kildesignatur. Prosessen med estimering av borestøykilde-signaturen involverer typisk bølgefeltdekonvolvering av de seismiske data som er innsamlet av den første gruppe av seismiske mottakere. Fire grunnleggende behandlingstrinn kan brukes for å transformere borestøydataene til en avbildning av formasjonen. Først kan fokuseringsanalyse anvendes for å finne tidsforskyvningene mellom de individuelle mottakere, for å bestemme de tidsforskyvninger som fokuserer mesteparten av energien mot lokaliseringen av borkronen. Dette kan inkludere krysskorrelering av tilstøtende traser for å tilveiebringe et estimat av tidsforsinkelsen mellom direkte ankomster. For det annet kan det designes og anvendes et uniformt dekonvolveringsfilter som best danner spisser for de moveout-korrigerte traser. For det tredje kan moveout-tidene korrigeres ved å plukke ut brytetider på de dekonvolverte data, og det forutgående trinn gjentas. Det neste trinn kan bestå i bølgefeltdekonvolvering.

Bølgefeltdekonvolveringsprosessen anvender fortrinnsvis et multitrase minste kvadraters inverst filter av den type som er beskrevet i Haldorsen, J.B.U., Miller, D.E., og Walsh, J., Multichannel Wiener deconvolution of vertical seismic profiles, Geophysics, bind 59, nr. 10 (oktober 1994), sider 1500-1511 (innlemmes heri som referanse). Dette filteret er en frekvensdomeneoperator med en dobbel hensikt; det forsøker å danne spisser for de direkte ankomster og samtidig minimere differansen mellom det totale registrerte felt og de estimerte direkte ankomster. Den algebraiske løsning på dette optimeringsproblem kan skrives som et produkt mellom en konvensjonell invers av det direkte nedadgående felt med semblance assosiert med estimeringen av signaturen av det direkte nedadgående felt:

Her er co vinkelfrekvensen, dk er dataene for trase k og tk er den første brytetid for trase k. Symbolet<*>angir kompleks konjugasjon, og (...) angir forventningsverdien. Indeksen indikerer at forventningsverdien tas innenfor et vindu med bredde 2J+ 1 sentrert på trase n. Symbolene/og E representerer estimater av den direkte kildesignatur henholdsvis den totale energi. Avhengig av karakteren til støyen, kan forventningsverdien best beregnes ved hjelp av en middelverdi- eller median-operasjon. Det kan brukes en median- QstimaXor som vil tillate at filteret tilpasses til forandringer i kildesignaturen som gjennomgående er tilstede over i det minste halvparten av den romlige lengde av filteret. Det ses enkelt av ligning 1 at spektrumet for den dekonvolverte signatur { Fn( co) f(( o)) er lik semblance-spektrumet (som omtalt i Haldorsen et al., 1994).

Størrelsen ffca) domineres av et uttrykk som er resultatet av en konvolvering av den reelle, fysiske akustiske signatur av borkronen med transferfunksjonen for formasjonen mellom borkronen og mottakergruppen. Anvendelse av det filter som er beskrevet ovenfor på dataene erstatter i realiteten den akustiske signatur for borkronen med den inverse av denne (båndbegrensede) transferfunksjon. Det forventes at borkronesignaturen dominerer, og at transferfunksjonuttrykket er en størrelsesorden mindre energetisk. I det følgende omtales en fremgangsmåte som kan fjerne denne inverse transferfunksjon.

Semblance for bølgefeltdekonvolveringsprosessen brukes fortrinnsvis til å hente ut den anvendelige båndbredde av dataene. Denne prosessen omfatter fortrinnsvis semblancevektet dekonvolvering som anvender en glidende medianestimator med en lengde som er mindre enn det totale antall av mottakere i mottakergruppen.

Oppdaterte estimater over gangtider for ankomster av direkte bølger mellom borkronen og gruppen av seismiske mottakere kan også fremskaffes ved å plukke ut de første avbrudd/initiale ankomster fra de dekonvolverte seismiske data, og disse oppdaterte estimater kan brukes som innmating i en annen iterasjon i bølgefeltdekonvolveringsprosessen.

Ettersom boringen går fremover, bygges det opp et datasett som er hovedsakelig ekvivalent til et VSP-datasett med fast offset, hvor offset er relatert til offset mellom den første mottakergruppe og den nye brønn som bores. Hver av trasene i dette datasett kan karakteriseres ved hjelp av den inverse av transferfunksjonen mellom den første mottakergruppe og lokaliseringen av borkronekilden på dette tidspunkt. Man skulle forvente at denne transferfunksjonen varierer langsomt, hvilket gjør det mulig å estimere den fra dataene.

For å gjøre dette bruker man resiprositet, forandring av identifikasjonen til kildene og mottakerne. Dette tilveiebringer et VSP-datasett med fast offset med kilden ved den første mottakergruppes lokalisering og mottakere langs det nye borede borehull. Behandlingen som er beskrevet ovenfor kan da anvendes på dette nye datasettet for å estimere og fjerne den langsomt varierende transferfunksjon som er innført av de ovenfor omtalte behandlingstrinn.

Dekonvolveringsoperatoren som er fremskaffet under behandling av de seismiske data som er fremskaffet fra den første gruppe av seismiske mottakere i samsvar med den oppfinneriske metodologi (som inkorporerer et estimat av borestøykilde-signaturen) kan brukes til å behandle de seismiske data som er fremskaffet ved hjelp av den annen gruppe av seismiske mottakere. Dette vil resultere i en seismisk seksjon med bedre kvalitet enn det som ville ha vært mulig hvis estimatet av borestøykilde-signaturen hadde blitt utledet kun fra de seismiske data som er fremskaffet ved hjelp av den annen gruppe av seismiske mottakere som er lokalisert i en betydelig mer støyende omgivelse og lenger bort fra borestøykilden enn den første gruppe.

Ved dette punkt ville de behandlede seismiske data (fra prosessen med behandling av seismiske data ved bruk av dekonvolveringsoperatoren 28) inkludere både de direkte og reflekterte ankomster. Fordi flesteparten av teknikkene for behandling og tolking av seismiske data kun bruker seismiske refleksjonsdata, blir det direkte bølgefelt typisk fjernet fra de seismiske data ved bruk av kjente teknikker.

De som har fagkunnskap innen teknikken vil forstå at de behandlede seismiske data kan brukes som inngang i forskjellige fremgangsmåter for videre behandling av seismiske data og/eller tolking av seismiske data.

En særlig fordelaktig anvendelse av den oppfinneriske metodologi er i forbindelse med utbyggingsboring i områder som er vanskelige å passende avbilde ved bruk av konvensjonelle seismiske teknikker, så som på flankene av saltdomer, under basalt intrusjoner og under gasskyer hvor letebrønner nær målene kan romme en gruppe av seismiske mottakere. Hvis de seismiske data behandles relativt raskt etter innsamling, kan de brukes til avbilding foran borkronen, og avbildningene som frembringes kan brukes til å tileiebringe forbedret plassering av brønnen.

Selv om oppfinnelsen her har blitt beskrevet med henvisning til visse eksempler og utførelser, vil det være åpenbart at forskjellige modifikasjoner og forandringer kan gjøres med de utførelser som er beskrevet ovenfor uten å avvike fra oppfinnelsens omfang og idé slik dette er fremsatt i kravene. Det vil f.eks. forstås at forskjellige modifikasjoner kan gjøres med de bestemte bølgefeltdekonvolveringsalgoritmer som er beskrevet ovenfor. Istedenfor å bruke en semblancevektet dekonvolveringsoperator, kan det brukes alternative operatorer som f.eks. tilordner eller antar en bestemt amplitude i forhold til frekvenssemblancerelasjon i dataene. Det vil også forstås at de seismiske data som blir bølgefeltdekonvolvert ikke behøver å være de rå, ukorrelerte, ubehandlede versjoner av de data som mottas av de seismiske mottakere. Bølgefeltdekonvolveringsprosessen er i stand til effektivt å virke på forhåndsbehandlede versjoner av de seismiske data, forutsatt at de seismiske data ikke er forhåndsbehandlet på måter som i vesentlig grad båndbegrenser eller ødelegger dataene.

Claims (12)

1. Fremgangsmåte for behandling av seismiske data, karakterisert vedat den omfatter: estimering (26) av en borestøykilde-signatur fra seismiske data som ble samlet inn av en første gruppe (52) av seismiske mottakere og assosiert med seismisk energi som ble produsert når en brønnboring ble boret, og bruk av estimatet av borestøykilde-signaturen under prosessering (28) av seismiske data som ble innsamlet av en andre gruppe (56) av seismiske mottakere lokalisert lenger bort fra kilden for borestøy-seismikkenergien enn den første gruppe (52) av seismiske mottakere; hvor de seismiske mottakerne i den første gruppen (52) er anordnet slik at de ikke samtidig mottar en innkommende bølgefront av borestøy med hensyn til hverandre, og hvor de seismiske mottakere i den andre gruppen (56) er anordnet slik at de ikke samtidig mottar den innkommende bølgefront med hensyn til hverandre.

2. Fremgangsmåte for innsamling av seismiske data i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den første gruppe (52) av seismiske mottakere ble utplassert (12) i et borehull, opphengt under en bøye, eller innleiret i eller utplassert i kontakt med havbunnssedimenter.

3. Fremgangsmåte for innsamling av seismiske data i samsvar med krav 2,karakterisert vedat den annen gruppe (56) av seismiske mottakere ble utplassert (14) på jordens overflate, slepet bak et fartøy, eller utplassert på havbunnen.

4. Fremgangsmåte for behandling av seismiske data i samsvar med krav 1,karakterisert vedat borestøykilde-signaturen estimeres (26) ved bruk av en semblance-vektet bølgefeltdekonvolveringsprosess.

5. Fremgangsmåte for behandling av seismiske data i samsvar med krav 4,karakterisert vedat bølgefeltdekonvolveringsprosessen omfatter beregning av en forventningsverdi ved hjelp av en middelverdi- eller en medianoperasj on.

6. Fremgangsmåte for behandling av seismiske data i samsvar med krav 5,karakterisert vedat det brukes en medianestimator som har en romlig lengde som er mindre enn det totale antall av mottakere i den første gruppe (52) av seismiske mottakere.

7. Fremgangsmåte for behandling av seismiske data i samsvar med krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter fjerning (30) av direkte bølgefeltenergi fra de seismiske data som er behandlet ved bruk av estimatet av borestøykilde-signatur.

8. Produksjonsgjenstand for å sette en datamaskin i stand til å prosessere seismiske data, omfattende et datamaskinanvendelig medium (64) som har datamaskinlesbare programkodemidler innbefattet deri for behandling av seismiske data,karakterisert vedat de datamaskinlesbare programkodemidler i produksjonsgjenstanden omfatter: datamaskinlesbare programmidler for estimering (26) av en borestøykilde-signatur fra seismiske data som er innsamlet av en første gruppe (52) av seismiske mottakere og som er assosiert med seismisk energi som ble produsert når en brønnboring ble boret, og datamaskinlesbare programmidler for bruk av estimatet av borestøykilde-signaturen under behandling (28) av seismiske data som er innsamlet av en andre gruppe (56) av seismiske mottakere lokalisert lenger bort fra kilden for borestøy-seismikkenergien enn den første gruppe (52) av seismiske mottakere; hvor de seismiske mottakerne i den første gruppen (52) er anordnet slik at de ikke samtidig mottar en innkommende bølgefront av borestøy med hensyn til hverandre, og hvor de seismiske mottakere i den andre gruppen (56) er anordnet slik at de ikke samtidig mottar den innkommende bølgefront med hensyn til hverandre.

9. Fremgangsmåte for innsamling og behandling av seismiske data,karakterisert vedat den omfatter: utplassering (12) av en første gruppe (52) av seismiske mottakere i et borehull, slik at disse seimiske mottakere ikke samtidig mottar den innkommende bølgefront med hensyn til hverandre; utplassering av en andre gruppe (56) av seismiske mottakere i et borehull slik at disse seismiske mottakere samtidig mottar den innkommende bølgefront med hensyn til hverandre; registrering (22) av seismiske data som er assosiert med den mottatte seismiske energi; og estimering (26) av én eller flere karakteristika for den seismiske energi ved bruk av de registrerte seismiske data, og benyttelse av minst en av karakteristikkene for å prosessere data innhentet av den andre gruppe (56) av seismiske mottakere.

10. Fremgangsmåte for innsamling og behandling av seismiske data i samsvar med krav 9, karakterisert vedat den ene eller de flere karakteristika omfatter borestøykilde-signatur.

11. Fremgangsmåte for innsamling og behandling av seismiske data i samsvar med krav 9, karakterisert vedat den første gruppe (52) av seismiske mottakere utplasseres (12) i et borehull, henges opp under en bøye, eller innleires i eller utplasseres i kontakt med havbunnssedimenter.

12. Fremgangsmåte for innsamling og behandling av seismiske data i samsvar med krav 9, karakterisert vedat den videre inkluderer samtidig mottaking av den seismiske energi ved bruk av en annen gruppe (56) av seismiske mottakere som er utplassert (14) på jordens overflate, slepes bak et fartøy, eller er utplassert på havbunnen.