NO343375B1 - Seismiske marine langtidsundersøkelser som benytter interpolerte multikomponents streamer-trykkdata - Google Patents

Description

Tidsforløp marin seismisk undersøkelse som anvender interpolerte flerkomponent seismikkabel-trykkdata

Bakgrunn for oppfinnelsen

Denne offentliggjøring er relatert til offentliggjøringen i US søknad med serienr. 11/457,131, med tittel ”Time Lapse Marine Seismic Surveying Employing Interpolated Multicomponent Streamer Pressure Data”, innlevert 13. mai 2005 i navnet Johan Olof Anders Robertsson (fullmektigens referansenr. 57.0627-PCT-US-CIP), og som er overdratt til søkeren av dette patent.

Oppfinnelsens område

Den foreliggende oppfinnelse vedrører marine seismiske undersøkelser og, særlig, tidsforløpende undersøkelser i en marin omgivelse.

Beskrivelse av beslektet teknikk

Seismisk undersøking involverer undersøkelse av geologiske formasjoner i undergrunnen med henblikk på hydrokarbonforekomster. En undersøkelse innebærer typisk utplassering av én eller flere akustiske kilder og akustiske sensorer på forhåndsbestemte lokaliseringer. Kildene overfører akustiske bølger til de geologiske formasjoner. De akustiske bølger blir enkelte ganger også referert til som ”trykkbølger”, på grunn av den måten de forplanter seg på. Trekk ved den geologiske formasjon reflekterer trykkbølgene til sensorene. Sensorene mottar de reflekterte bølger, som detekteres, formes og behandles for å generere seismiske data. Analyse av de seismiske data kan deretter vise sannsynlige lokaliseringer av hydrokarbonforekomstene.

Historisk anvendte seismiske undersøkelser kun trykkbølger og mottakerne detekterte enhver passerende bølgefront. Dette førte enkelte ganger til vanskeligheter ved behandlingen. Teknikken har derfor nylig begynt å bevege seg mot ”flerkomponent” undersøkelser hvor, f.eks., ikke bare blir passeringen av en bølgefront detektert, men også den retning som den forplanter seg i.

Flerkomponentundersøkelser inkluderer en flerhet av mottakere som muliggjør deteksjon av trykk og partikkelhastighet eller tidsderiverte av dette (heretter referert til som ”partikkelbevegelsessensorer”). I såkalte dualsensor slepte seismikkabler, bærer seismikkablen en kombinasjon av trykksensorer og partikkelbevegelsessensorer. Trykksensoren er typisk en hydrofon, og partikkelbevegelsessensorene er typisk geofoner eller akselerometere. Kunnskap om retningen av bevegelsen tillater bestemmelse av f.eks. hvilke bølgefronter som beveger seg oppover og vil gi nyttig informasjon, og hvilke som beveger seg nedover og vil gi uønsket informasjon, hvis de blandes sammen med bølger som beveger seg oppover.

Enkelte undersøkelser er kjent som ”marine” undersøkelser, fordi de gjennomføres i marine omgivelser. Merk at marine undersøkelser kan gjennomføres ikke bare i saltvannsomgivelser, men også i ferskvann og brakkvann. Marine undersøkelser finnes minst i to typer. I en første blir en gruppe av seismikkabler og kilder slept bak et undersøkelsesfartøy. I en annen type blir en gruppe av seismiske kabler, som hver inkluderer flere sensorer, lagt på havbunnen, eller sjøbunnen, og en kilde slepes fra et undersøkelsesfartøy.

Nøyaktig kunnskap om kilde- og sensorposisjoner er viktig for nøyaktigheten av analysen. I landundersøkelser er nøyaktig posisjonering ikke særlig vanskelig, fordi miljøbetingelsene vanligvis er relativt stabile. Kilder og sensorer kan med letthet posisjoneres der hvor det er ønskelig, og, så snart de er plassert, forflytter de seg vanligvis ikke i noen stor grad. Marine undersøkelser er imidlertid helt forskjellige. I marine undersøkelser er det mange faktorer som kompliserer bestemmelse av posisjonen til sensorene, inkludert vind, strømmer, vanndybde og utilgjengelighet.

En stadig vanligere marin seismisk undersøkelsesteknikk er kjent som ”tidsforløp seismisk undersøkelse” (”time lapse seismic surveying”). Denne teknikk gjentar i hovedsak tidligere undersøkelser over tid for å vise forandringer i reservoarer av hydrokarbonforekomster. En måte til å gjøre dette er å posisjonere den eller de akustiske kilder og mottakere så nær som det med rimelighet er praktisk til posisjonene for den eller de korresponderende akustiske kilder og mottakere i den eller de tidligere undersøkelser. Imidlertid, som det ble påpekt ovenfor, er dette svært vanskelig å gjøre for marine undersøkelser. En spesifikasjon av hvor god posisjonene må være i en tidsforløpsundersøkelse blir ofte definert i kontrakten med klienten. Når posisjonene for de innsamlede data ikke passer med spesifikasjonene, må undersøkelsen skyte om igjen noen av seilingslinjene, hvilket refereres til som ”innfylling”. Skyting av innfylling kan være en svært tidkrevende og kostbar innsats i et tidsforløpsprogram.

WO 2005114258 A1 viser en metode for interpolasjon og ekstrapolasjon av seismiske data.

US 6640190 B2 viser en metode for behandling av et første og et andre sett med seismiske data.

Den foreliggende oppfinnelse er rettet mot å løse, eller i det minste redusere, ett av eller alle de problemer som er nevnt ovenfor.

Sammenfatning av oppfinnelsen

Den foreliggende oppfinnelse, i sine forskjellige aspekter og utførelser, inkluderer en fremgangsmåte og anordning for bruk i en tidsforløp, marin seismisk undersøkelse. I ett aspekt omfatter fremgangsmåten aksessering av et sett av basis seismiske data; aksessering av et sett av innsamlede, tidsforløp seismiske data; og interpolering av et sett av tidsforløp seismiske data fra de basis seismiske data og de innsamlede tidsforløp seismiske data, idet minst ett av de basis seismiske data og de innsamlede tidsforløp seismiske data er flerkomponentdata. I andre aspekter inkluderer oppfinnelsen et programlagringsmedium som er kodet med instruksjoner som, når de utføres av en databehandlingsinnretning, gjennomfører den ovenstående fremgangsmåte og en databehandlingsanordning som er programmert til å gjennomføre den ovenstående fremgangsmåte.

Kort beskrivelse av tegningene

Oppfinnelsen kan forstås med henvisning til den følgende beskrivelse sett sammen med de ledsagende tegninger, hvor like henvisningstall identifiserer like elementer, og hvor:

Fig. 1A og fig. 1B viser en marin seismisk undersøkelse praktisert i samsvar med et aspekt av den foreliggende oppfinnelse;

Fig. 2 konseptuelt viser et sensorarrangement for den marine seismiske undersøkelse på fig. 1;

Fig. 3 viser valgte partier av maskinvare- og programvarearkitekturen for en databehandlingsanordning som kan anvendes i enkelte aspekter av den foreliggende oppfinnelse;

Fig. 4 viser et databehandlingssystem som enkelte aspekter av den foreliggende oppfinnelse kan praktiseres på i enkelte utførelser;

Fig. 5 illustrerer det kartesiske koordinatsystem anvendt i beskrivelsen av den illustrerte utførelse; og

Fig. 6A viser en tidsforløpsundersøkelse forskjøvet fra en basisundersøkelse;

Fig. 6B illustrerer grafisk en interpolasjon for en enkelt mottakerposisjon i tidsforløpsundersøkelsen på fig. 6A til den korresponderende mottakerposisjon i basisundersøkelsen;

Fig. 7 illustrerer en fremgangsmåte i samsvar med et bestemt aspekt av den foreliggende oppfinnelse, dvs. en fremgangsmåte til bruk i en tidsforløp, marin seismisk undersøkelse;

Fig. 8A viser en tidsforløpundersøkelse forskjøvet fra en basisundersøkelse, tilstrekkelig til at interpolasjonen fra tidsforløpsundersøkelsen til basisundersøkelsen vil innføre for mye støy i de resulterende data til å være av verdi; og

Fig. 8B illustrerer grafisk en interpolasjon for en enkelt mottakerposisjon i tidsforløpsundersøkelsen på fig. 8A og den korresponderende mottakerposisjon i basisundersøkelsen til en felles posisjon.

Selv om oppfinnelsen kan ha forskjellige modifikasjoner og alternative former, illustrerer tegningene spesifikke utførelser her beskrevet i detalj som eksempel. Det skal imidlertid forstås at den beskrivelse som her gis av spesifikke utførelser ikke er ment å begrense oppfinnelsen til de bestemte former som er offentliggjort, men, tvert imot, oppfinnelsen skal dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som faller innenfor oppfinnelsens idé og omfang som angitt i de vedføyde krav.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen

Illustrative utførelser av oppfinnelsen er beskrevet nedenfor. Av hensyn til klarheten, er ikke alle trekk ved en faktisk implementering beskrevet i dette patentskrift. Det vil selvsagt forstås at i utviklingen av enhver slik faktisk utførelse, må det foretas tallrike implementeringsspesifikke beslutninger for å oppnå utviklernes spesifikke mål, så som overenstemmelse med systemrelaterte og forretningsrelaterte restriksjoner, hvilket vil variere fra én implementering til en annen. Dessuten vil det forstås at en slik utviklingsinnsats, selv om den er komplisert og tidkrevende, vil være et rutineforetakende for de som har ordinær fagkunnskap innen teknikken og som har fordel av å ha denne offentliggjøring.

Generelt, og i et første aspekt, inkluderer oppfinnelsen en fremgangsmåte omfattende aksessering av et sett av innsamlede, flerkomponent seismiske data; og interpolering av et sett av tidsforløp seismiske data fra de innsamlede seismiske data. Som en forutsetning må de flerkomponent seismiske data være innsamlet på ett punkt. Fig. 1A og fig. 1B illustrerer et undersøkelsessystem 100 i en marin undersøkelse 101, som begge er eksemplifiserende utførelser på sine respektive aspekter av den foreliggende oppfinnelse. Den marine undersøkelse 101 er en tidsforløpsundersøkelse, dvs. en undersøkelse som gjentar en tidligere undersøkelse, eller basisundersøkelse. Den marine undersøkelse 101 skal følgelig heretter refereres til som en ”tidsforløpsundersøkelse” (time laps survey). I denne bestemte utførelse inkluderer undersøkelsessystemet 100 generelt en gruppe 103 som slepes av et undersøkelsesfartøy 106, om bord på hvilket det er en databehandlingsanordning 109. Den slepte gruppe 103 omfatter åtte marine seismiske kabler 112 (kun én er vist) som f.eks. hver kan være 6 km lang. Merk at antallet av seismiske kabler 112 i den slepte gruppe 103 ikke er vesentlig for praktiseringen av oppfinnelsen. Alternative utførelser kan således anvende forskjellige antall av seismiske kabler 112. I enkeltutførelser kan de ytterste seismiske kabler 112 i gruppen 103 f.eks. være 700 meter fra hverandre.

En seismisk kilde 115 er også vist idet den slepes av undersøkelsesfartøyet 106. Merk at, i alternative utførelser, den seismiske kilde 115 ikke behøver å bli slept av undersøkelsesfartøyet 106. Den seismiske kilde 115 kan isteden slepes av et annet fartøy (ikke vist), være opphengt fra en bøye (heller ikke vist), eller utplassert på en annen måte som er kjent innen teknikken. De kjente seismiske kilder inkluderer impulskilder, så som eksplosiver og luftkanoner, og vibrerende kilder som sender ut bølger med en mer styrbar amplitude og styrbart frekvensspektrum. Den seismiske kilde 115 kan implementeres ved bruk av enhver slik kilde som er kjent innen teknikken. I den illustrerte utførelse omfatter den seismiske kilde 115 en luftkanon eller en gruppe av luftkanoner.

Ved fronten av hver seismiske kabel 112 er det en deflektor 118 (kun én er vist), og bakerst på hver seismiske kabel 112 er det en halebøye 120 (kun én er vist).

Deflektoren 118 posisjonerer i sideretning, eller i tverrlinjeretningen (crossline direction), den fremre ende 113 av den seismiske kabel 112 nærmest undersøkelsesfartøyet 106. Halebøyen 120 danner bevegelsesmotstand ved haleenden 114 av den seismiske kabel 112 lengst fra undersøkelsesfartøyet 106. Det strekk som dannes på den seismiske kabel 112 av deflektoren 118 og halebøyen 120 resulterer i den omtrent lineære form av den seismiske kabel 112 som er vist på fig.

1.

Mellom deflektoren 118 og halebøyen 120 er det lokalisert en flerhet av posisjoneringsinnretninger for seismiske kabler, kjent som ”posisjoneringsinnretninger” (eng. ”birds”) 122. Posisjoneringsinnretningene 122 kan være lokalisert med regelmessige intervaller langs den seismiske kabel, så som hver 200-400 meter. I denne bestemte utførelse brukes posisjoneringsinnretningene 122 til å styre den dybde hvor de seismiske kabler 112 slepes, typisk noen få meter. I én bestemt utførelse er de styrbare posisjoneringsinnretninger 118 implementert med Q-fin<TM>styrbare posisjoneringsinnretninger, som anvendes av Western Geco, rettsetterfølgeren for denne patentsøknad, i deres seismiske undersøkelser.

Prinsippene med design, operasjon og bruk av slike styrbare posisjoneringsinnretninger finnes i PCT internasjonal søknad WO 00/20895, med tittel ”Control System for Positioning of Marine Seismic Streamers”, innlevert under Patent Cooperation Treaty, 28. september 1999, i navnet Services Petroliers Schlumberger som rettsetterfølger for oppfinnerne Øyvind Hillesund o.a. (”søknad ’895”). Enhver type av styrbar innretning kan imidlertid anvendes. F.eks. er en annen utførelse offentliggjort i PCT internasjonal søknad nr. WO 98/28636, med tittel ”Control Devices for Controlling the Position of a Marine Seismic Streamer”, innlevert 19. desember 1997, i navnet til Geco AS som rettsetterfølger for oppfinneren Simon Bittleston (”søknad ’636”). I enkelte utførelser kan posisjoneringsinnretningene 118 til og med utelates.

De seismiske kabler 112 inkluderer også en flerhet av instrumenterte sonder 124 (kun én er vist) fordelt langs sin lengde. De instrumenterte sonder 124 rommer, i den illustrerte utførelse, en akustisk sensor 200 (eksempelvis en hydrofon), så som det er kjent innen teknikken, og en partikkelbevegelsessensor 203, idet begge konseptuelt er vist på fig. 2. Partikkelbevegelsessensorene 203 måler ikke bare størrelsen av passerende bølgefronter, men også deres retning. Avfølingselementene i partikkelbevegelsessensorene kan f.eks. være en hastighetsmåler eller et akselerometer. Passende partikkelbevegelsessensorer er offentliggjort i:

- US søknad med serienr. 10/792,511, med tittel ”Particle Motion Sensor for Marine Seismic Sensor Streamers”, innlevert 3. mars 2004, i navnet til oppfinnerne Stig Rune Lennart Tenghamn og Andre Stenzel (publisert 8. september 2005, som publikasjon nr. 2005/0194201);

- US søknad med serienr. 10/233,266, med tittel ”Apparatus and Methods for Multicomponent Marine Geophysical Data Gathering”, innlevert 30. august 2002, i navnet til oppfinnerne Stig Rune Lennart Tenghamn o.a. (publisert 4. mars 2004, som publikasjon nr. 2004/0042341); og

- US patentbrev 3283 293, med tittel ”Particle Velocity Detector and Means for Canceling the Effects of Motional Disturbances Applied Thereto”, som navngir G.M. Pavey, Jr. o.a. som oppfinnere, og bevilget 1. november 1966.

Enhver egnet partikkelbevegelsessensor som er kjent innen teknikken kan brukes til å implementere partikkelbevegelsessensoren 203. Det ville således være mulig å sjelne data som representerer bølgefronter som forplanter seg oppover, så som refleksjonene 135, fra bølgefrontene som forplanter seg nedover, så som dublettrefleksjonen 150.

Generelt er det ønskelig at støymålingene for partikkelbevegelsessensorene 203 utføres så nær det punkt de seismiske data samles inn av de akustiske sensorer 200 som det med rimelighet er mulig. Større avstand mellom støydatainnsamlingen og denseismiske datainnsamlingen vil bety mindre nøyaktighet i målingen av støy på punktet for innsamling av seismiske data. Det er imidlertid ikke nødvendig at partikkelbevegelsessensoren 203 er posisjonert sammen med den akustiske sensor 200 inne i sensorsonden 124. Partikkelbevegelsessensoren 203 behøver kun å være lokalisert tilstrekkelig nær den akustiske sensor 200 til at de støydata den samler inn med rimelighet representerer støykomponenten til de innsamlede seismiske data.

Sensorene i de instrumenterte sonder 124 sender da data som er representative for den detekterte størrelse over de elektriske ledere i den seismiske kabel 112. Dataene fra de akustiske sensorer 200 og partikkelbevegelsessensorene 203 kan sendes over separate linjer. Dette er imidlertid ikke nødvendig for praktiseringen av oppfinnelsen. Restriksjoner på størrelse, vekt og effekt vil imidlertid typisk gjøre dette ønskelig. De data som genereres av partikkelbevegelsessensoren 203 vil derfor måtte sammenflettes med de seismiske data. Teknikker for sammenfletting av informasjon med disse er kjent innen faget. F.eks. kan de to typer av data multiplekses. Alle egnede teknikker for sammenfletting av data som er kjent innen faget kan anvendes.

De data som genereres av sensorene i de instrumenterte sonder 124 blir derfor sendt over de seismiske kabler til databehandlingsanordningen 109. Som de som er innen teknikken vil forstå, blir et mangfold av signaler overført opp og ned den seismiske kabel 112 under den seismiske undersøkelse. F.eks. overføres effekt til de elektriske komponenter (eksempelvis den akustiske sensor 200 og partikkelbevegelsessensoren 203), styringssignaler sendes til posisjoneringselementer (ikke vist), og data overføres tilbake til fartøyet 110. For dette formål tilveiebringer den seismiske kabel 112 et antall linjer (dvs. en effektleder 206, en kommando- og styringslinje 209 og en datalinje 212) som disse signaler kan sendes over. De som er innen faget vil videre forstå at det er en rekke teknikker som kan anvendes som kan variere antallet av linjer som brukes for dette formål. Videre vil den seismiske kabel 112 også typisk inkludere andre strukturer, så som forsterkningsorganer (ikke vist), som er utelatt av hensyn til klarheten.

Det returneres til fig. 1A og fig. 1B, idet databehandlingsanordningen 109 mottar seismiske dataene (hydrofon- så vel som partikkelbevegelsessensordata), og registrerer dem. Partikkelbevegelsessensordata registreres f.eks. i et datalager i enhver egnet datastruktur som er kjent innen teknikken.

Partikkelbevegelsessensordata kan deretter behandles sammen med hydrofondata for f.eks. å undertrykke uønskede dubletter. Databehandlingsanordningen 109 danner grensesnitt med navigasjonssystemet (ikke vist) for undersøkelsesfartøyet 106. Fra navigasjonssystemet fremskaffer databehandlingsanordningen 109 estimater over parametere for hele systemet, så som sleperetningen, slepehastighet og strømretning og målt strømhastighet.

I den illustrerte utførelse overvåker databehandlingsanordningen 109 de faktiske posisjoner til hver av posisjoneringsinnretningene 122, og er programmert med de ønskede posisjoner for eller de ønskede minimumseparasjoner mellom de seismiske kabler 112. De horisontale posisjoner til posisjoneringsinnretningene 122 kan avledes ved bruk av forskjellige teknikker som er velkjent innen faget. De vertikale posisjoner, eller dybder, til posisjoneringsinnretningene 122 blir typisk overvåket ved bruk av trykksensorer (ikke vist) som er innfestet til posisjoneringsinnretningene 122.

Selv om bevegelsesmotstand fra halebøyen 120 er tilbøyelig til å holde de seismiske kabler 112 rett, og selv om posisjoneringsinnretningene 122 kan hjelpe til med å styre posisjonen til de seismiske kabler 112, kan miljøfaktorer så som vind og strømmer endre deres form. Dette påvirker i sin tur posisjonen til de instrumenterte sonder 124, og, følgelig, sensorene 200, 203 (vist på fig. 2). Formen til den seismiske kabel 112 kan bestemmes ved bruk av en hvilken som helst av et mangfold av teknikker som er kjent innen faget. F.eks. kan satellittbasert globalt posisjoneringssystemutstyr brukes til å bestemme posisjonen til utstyret. Global Positioning System (”GPS”), eller differanse-GPS, er nyttig, med GPS-mottakere (ikke vist) ved fronten og halen av seismikkablen.

I tillegg til GPS-basert posisjonering, er det kjent å overvåke de relative posisjoner til seismikkabler og seksjoner av seismikkabler gjennom et nettverk av soniske transceivere 123 (kun én er vist) som sender og mottar akustiske signaler eller sonarsignaler. Alternativt, eller i tillegg til GPS, kan alminnelig anvendte akustiske posisjoneringsteknikker anvendes. De horisontale posisjoner til posisjoneringsinnretningene 122 og de instrumenterte sonder 124 kan f.eks. avledes ved bruk av de typer av akustisk posisjoneringssystem som er beskrevet i:

(i) US patentbrev 4992 990, med tittel ”Method for Determining the Position of Seismic Streamers in a Reflection Seismic Measuring System”, bevilget 12. februar 1991, til Geco A.S. som rettsetterfølger for oppfinnerne Langeland o.a. (”patent ’990”);

(ii) US søknad med serienr. 10/531,143, med tittel ”Method and Apparatus for Positioning Seismic Sensing Cables”, innlevert 8. april 2005, i navnet James L. Martin o.a. (”søknad ’143”); og

(iii) internasjonal søknad med serienr. PCT/GB03/04476 med tittel ”Method and Apparatus for Determination of an Acoustic Receiver’s Position”, innlevert 13. oktober 2003, i navnet James L. Martin o.a. (”søknad ’476”).

Enhver egnet teknikk som er kjent innen faget med bestemmelse av kabelform kan imidlertid brukes.

Undersøkelsesfartøyet 106 sleper gruppen 103 over undersøkelsesområdet i et forhåndsbestemt mønster. Siden undersøkelsen er en tidsforløpundersøkelse, som nevnt ovenfor, er hensikten å plassere kildene 115 og sensorene 200, 203 (vist på fig. 2) i de instrumenterte sonder 124 i de samme posisjoner som kildene og mottakerne i basisundersøkelsen under innsamlingen. Det forhåndsbestemte mønster blir derfor formulert til så nært som mulig å gjenta basisundersøkelsen som tidsforløpundersøkelsen foretas mot, gitt den informasjon som er tilgjengelig fra basisundersøkelsen og de forventede betingelser ved den inneværende undersøkelse. Det forhåndsbestemte mønster utgjøres i hovedsak av en flerhet av ”seilingslinjer” som undersøkelsesfartøyet 106 vil slepe gruppen 103 langs. Således, på ethvert gitt tidspunkt under undersøkelsen, vil undersøkelsesfartøyet 106 slepe gruppen 103 langs en forhåndsbestemt seilingslinje 153.

Med fortsatt henvisning til fig. 1A-fig. 1B, den seismiske kilde 115 genererer en flerhet av seismiske undersøkelsessignaler 125 i samsvar med konvensjonell praksis når undersøkelsesfartøyet 106 sleper gruppen 103. De seismiske undersøkelsessignaler 125 forplanter seg og reflekteres av den geologiske formasjon 130 i undergrunnen. Den geologiske formasjon 130 oppviser en seismisk reflektor 145. Som de innen faget som har fordel av å ha denne offentliggjøring vil forstå, kan geologiske formasjoner under undersøkelse være mye mer komplekse. F.eks. kan flere reflektorer som oppviser flere fallhendelser være tilstede. Fig. 1A-fig. 1B utelater disse ytterligere lag av kompleksitet av hensyn til klarheten, og for ikke å tilsløre den foreliggende oppfinnelse. Sensorene 200, 203 detekterer de reflekterte signaler 135 fra den geologiske formasjon 130 på en konvensjonell måte.

Sensorene 200, 203 (vist på fig. 2) i de instrumenterte sonder 124 genererer deretter data som er representative for refleksjonene 135, og de seismiske data integreres i elektromagnetiske signaler. Merk at de genererte data er flerkomponent seismiske data. De signaler som genereres av sensorene 200, 203 kommuniseres til databehandlingsanordningen 109. Databehandlingsanordningen 109 samler inn de seismiske data for behandling. Databehandlingsanordningen 109 er sentralt lokalisert på undersøkelsesfartøyet 110. Det vil imidlertid av de som har fagkunnskap innen teknikken forstås at forskjellige deler av databehandlingsanordningen 109 i alternative utførelser kan være helt eller delvis fordelt, eksempelvis over den seismiske registreringsgruppe 105.

Databehandlingsanordningen 109 kan behandle de seismiske data selv, lagre de seismiske data for behandling på et senere tidspunkt, overføre de seismiske data til en fjerntliggende lokalisering for behandling, eller en kombinasjon av disse ting. Behandling skjer typisk om bord på undersøkelsesfartøyet 106 eller på et senere tidspunkt, istedenfor i undersøkelsesfartøyet 106, hvilket skyldes ønsket om å opprettholde produksjon. Dataene kan derfor lagres på et transportabelt magnetisk lagringsmedium (ikke vist) eller sendes trådløst fra undersøkelsesfartøyet 106 til et prosesseringssenter 140 for behandling i samsvar med den foreliggende oppfinnelse. I en marin undersøkelse vil dette typisk være over satellittlinker 142 og en satellitt 143. Merk at enkelte alternative utførelser kan anvende flere datainnsamlingssystemer 120.

I ett aspekt er den foreliggende oppfinnelse en programvareimplementert fremgangsmåte. Fig. 3 viser valgte deler av maskinvare- og programvarearkitekturen for en databehandlingsanordning 300 som kan anvendes i enkelte aspekter av den foreliggende oppfinnelse. Databehandlingsanordningen 300 inkluderer en prosessor 305 som kommuniserer med lager 310 over et bussystem 315. Lageret 310 kan inkludere en hardisk og/eller direkteminne (random access memory, ”RAM”) og/eller uttagbar lagring, så som en floppy magnetisk disk 317 og en optisk disk 320.

Lageret 310 er kodet med tidsforløpdata 325 og basisdata 326. Tidsforløpdataene 325 er samlet inn som omtalt ovenfor med hensyn på fig. 2. Tidsforløpdataene 325 er flerkomponentdata, og, inkluderer i denne bestemte utførelse data fra begge sensorene 200, 203. Basisdataene 326, som er tidligere innsamlede ”gamle data” (”legacy data”), er også vist kodet på lageret 310, selv om, som det vil bli omtalt videre nedenfor, dette ikke er nødvendig for praktiseringen av oppfinnelsen. Merk at tiden mellom innsamling av basisdataene 326 og tidsforløpdataene 325 ikke er vesentlig for praktiseringen av oppfinnelsen.

Lageret 310 er også kodet med et operativsystem 330, brukergrensesnittprogramvare 335 og en applikasjon 365.

Brukergrensesnittprogramvaren 335, i forbindelse med et display 340, implementerer et brukergrensesnitt 345. Brukergrensesnittet 345 kan inkludere periferiske I/O-innretninger, så som en tastgruppe eller et tastatur 350, en mus 355 eller en styrespak 360. Prosessoren 305 kjører under styring av operativsystemet 330, som kan være praktisk talt ethvert operativsystem som er kjent innen teknikken. Applikasjonen 365 anropes av operativsystemet 330 ved oppstart, tilbakestilling eller begge deler, avhengig av implementeringen av operativsystemet 330. Applikasjonen 365 gjennomfører, når den er anropt, fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse. Brukeren kan anrope applikasjonen på konvensjonell måte gjennom brukergrensesnittet 345.

Merk at det ikke er nødvendig at tidsforløpdataene 325 befinner seg på den samme databehandlingsanordning 300 som applikasjonen 365 som de behandles av. Enkelte utførelser av den foreliggende oppfinnelse kan derfor implementeres på et databehandlingssystem, eksempelvis databehandlingssystemet 400 på fig. 4, som omfatter flere enn én databehandlingsanordning. F.eks. kan tidsforløpdataene 325 befinne seg i en datastruktur som befinner seg på en server 403, og applikasjonen 365’ som de behandles av på en arbeidsstasjon 406 hvor databehandlingssystemet 400 anvender en klient/server-arkitektur i nett. Videre, selv om overflatebølgedatasettet 326 er vist idet det befinner seg på serveren 403, er det ikke noe krav at tidsforløpdataene 325 og overflatebølgedatasettet 325 befinner seg sammen.

Det er imidlertid ikke noe krav at databehandlingssystemet 400 er i nett. Alternative utførelser kan f.eks. anvende en maskin-til-maskin-arkitektur eller en hybrid av en maskin-til-maskin- og klient/server-arkitektur. Størrelsen og det geografiske omfang av databehandlingssystemet 400 er ikke vesentlig for praktiseringen av oppfinnelsen. Størrelse og omfang kan variere med hva som helst fra bare noen få maskiner i et lokalnett (Local Area Network, ”LAN”) som er lokalisert i det samme rom, til mange hundrede eller tusener av maskiner som er globalt distribuert i et databehandlingssystem for en hel virksomhet.

Med retur til fig. 3, tidsforløpdataene 325 inneholder de flerkomponent seismiske data som er innsamlet som beskrevet ovenfor. Som det tidligere har blitt påpekt, i en ideell situasjon, vil lokaliseringene av kilden 115 og sensorene 200, 203 (vist på fig.

2) i de instrumenterte sonder 124 ha vært i de samme posisjoner under innsamling av tidsforløpdataene 325 som kilde- og mottakermotstykkene var i basisundersøkelsen. Dette er imidlertid ofte ikke tilfelle.

Betrakt scenarioet på fig. 6A, som illustrerer hvordan undersøkelsessystemet 100 i tidsforløpundersøkelsen 101 kan være forskjøvet fra basisundersøkelsen 601, vist med stiplede linjer. Merk at undersøkelsessystemet 100 i tidsforløpundersøkelsen 101 er forskjøvet fra undersøkelsessystemet 600 i basisundersøkelsen 601 både i inline og tverrlinjeretninger. En slik forskyvning kan være forårsaket av posisjoneringsfeil eller navigeringsfeil. Miljøbetingelser kan også fremkalle en slik forskyvning. Sett ut fra synsvinkelen med tidsforløpanalyse, er årsaken til slike forskyvninger imidlertid ikke på langt nær så viktig som den kjennsgjerning at de finnes.

Merk at den forskyvning som er vist på fig. 6A er noe overdrevet av hensyn til illustrasjonen. Typiske seismikkabler er adskilt 100 meter fra hverandre i tverrlinjeretningen. Interpolasjonsteknikken som her offentliggjøres kan være i stand til nøyaktig og pålitelig å interpolere avstander i størrelsesorden 10-30 meter. Forskyvningen i den utførelse som er illustrert på fig. 6A er således i området ca.

10-30 meter i både in-line og tverrlinjeretninger, selv om den kan synes større på tegningen.

Forskyvninger mellom tidsforløpdataene og basisdataene som er generert i scenarioer så som det som er vist på fig. 6A er ugunstige for tidsforløpanalysen. Følgelig, som påpekt ovenfor, den foreliggende oppfinnelse anvender derfor, i et annet aspekt, en interpolasjonsteknikk. Teknikken har i lang tid opplevd behovet for å interpolere eller ekstrapolere traseregistreringer til områder uten mottakere.

Vanligvis er bølgefeltet og/eller dets deriverte kun kjent i et antall av adskilte lokaliseringer. I praksis er det imidlertid ofte ønskelig å utvide kunnskapen om bølgefeltet til andre punkter ved bruk av interpolasjon, ekstrapolasjon eller en kombinasjon av ekstrapolasjon og interpolasjon, enkelte ganger kjent som intrapolasjon. Som her brukt vil uttrykkene ”interpolere” og ”interpolasjon” generelt referere til hva som helst av interpolasjon, ekstrapolasjon og intrapolasjon, med mindre annet er angitt for spesifikt å bety interpolasjon med utelukkelse av ekstrapolasjon og interpolasjon.

Fig. 6B illustrerer grafisk en slik interpolasjon for en enkelt mottakerposisjon 603 i en tidsforløpundersøkelse 101 til den korresponderende mottakerposisjon 606 i basisundersøkelsen 601. Merk at den ovenstående interpolasjons-/ekstrapolasjonsteknikk som er offentliggjort ovenfor opererer i flere dimensjoner. På fig. 6 er mottakerposisjonene 606 interpolert både i in-line og tverrlinjeretninger til posisjonen 603, som grafisk representert av pilene med stiplede linjer. Husk imidlertid at interpolasjonen er et resultat av programvareimplementerte behandlingsteknikker. Den utførelse som er illustrert på fig. 6B interpolerer kun inline og tverrlinje, men teknikken kan også anvendes til å interpolere i vertikalen, eller z-aksen.

En egnet interpolasjonsteknikk er offentliggjort i GB patentsøknad 2 414 299 A, med tittel ”Interpolation and/or Extrapolation of Multi-Component Seismic Streamer Recordings”, innlevert 21. juni 2004, innlevert i navnet Johan Olof Anders Robertsson, og publisert 23. november 2005 (”søknad ’299”). Denne søknad innlemmes herved som referanse som om den uttrykkelig var fremsatt ordrett heri for sin lære vedrørende interpolasjon/intrapolasjon. For ytterligere å få en forståelse av den foreliggende oppfinnelse, er valgte partier av denne søknad gjengitt heri.

I denne bestemte teknikk blir de målte data fra en flerkomponentseismikkabel brukt til å avlede et filter som interpolerer eller ekstrapolerer trykkdata bort fra lokaliseringen til seismikkablen. Filteret kan være delvis basert på én utvidelsesrekke av trykkdataene. En utvidelsesrekke er generelt definert som en representasjon av funksjonen eller datasettet ved hjelp av en sum av økende høyere deriverte av funksjonen eller datasettet ved et punkt eller det rom som omgir et punkt. En av de mest brukte utvidelsesrekker er Taylor-rekken. Mens Taylor-rekker generelt ikke er egnet til ekstrapolering av oscillerende funksjoner over store avstander, er denne teknikk basert på å innse at i seismiske anvendelser ankommer bølgene ved mottakerne med tilnærmet vertikalt innfall. For visse anvendelser, særlig for intrapolasjon mellom kjente punkter i datasettet, er det en foretrukket variant av den foreliggende oppfinnelse å bruke en Taylor-rekke med modifisert vekting, mer foretrukket vekting kjent som barysentrisk eller trekantet vekting.

Selv om utvidelsesrekker har blitt foreslått i seismisk teori, var de strengt begrenset i virkelig anvendelse, fordi slik utvidelse førte til tverrlinjeledd som er vanskelige å evaluere. Mangel på nøyaktig partikkelhastighet forårsaket ytterligere problemer: uten slike data gjør de feil som foretas ved intra- og ekstrapolasjon resultatene upålitelige. Det har nå blitt funnet at flerkomponent seismikkabler er i stand til å tilveiebringe tilstrekkelig nøyaktige partikkelhastighetsrelaterte data enten direkte eller indirekte. I en utførelse blir førsteordens tverrlinjederiverte av data i filteret eller utvidelsesrekken erstattet kun av in-line målinger av bølgefeltstørrelser. I en annen utførelse blir annenordens tverrlinjederiverte av data i filteret eller utvidelsesrekken videre erstattet av in-line deriverte og målinger av bølgefeltstørrelser. Utvidelsesrekken er nøyaktig til et førsteordens, mer foretrukket til det annenordens, utvidelsesledd. Det er ønskelig å utvide rekken til den høyeste orden som tillates av de tilgjengelige målinger av bølgefeltstørrelser. Leddene involverer imidlertid mer og mer komplekse deriverte av de målte data. En slik forlengelse er følgelig fortrinnsvis begrenset til det ledd som kan erstattes eller uttrykkes i form av nøyaktig målte data.

Mer teknisk, under undersøkelsen 100, blir kilden 115 avfyrt ved intervaller, og sensorene 200, 203, vist på fig. 2A, ”lytter” innenfor en frekvens og et tidsvindu etter akustiske signaler så som reflekterte og/eller brutte signaler som er forårsaket av seismiske trekk i banen til det utsendte bølgefelt. Som et resultat av en slik undersøkelse fremkommer det et sett av trykkdata P(x,y,t), og, ved å gjøre bruk av flerkomponentevnen til seismikkablen, et sett av hastighetsrelaterte data:

i lokaliseringer x, y og tider t. Merk at de registrerte data generelt kun er tilgjengelige langs 1D kurver i 3D rom etter seismikkablene. Seismikkablene er typisk tilnærmet lokalisert i et xy-plan ved omtrent en konstant dybde z. Hastigheten er en vektor med f.eks. komponenter i x-, y- og z-retnninger. Koordinatene er kartesiske koordinater, som illustrert på fig. 5, med x som in-line retning, som er en retning parallell med hovedaksen i den seismiske kabel 112, og y som tverrlinjeretning perpendikulært på den seismiske kabel 112 sin akse og parallell med (den ideelle) havoverflate eller plan hvor de parallelle seismikkabler slepes. zretningen tas som vertikal og ortogonal på x og y.

Ved anvendelse av det velkjente Taylor’s teorem, kan et analytisk bølgefelt ekstrapoleres bort fra en lokalisering hvor bølgefeltet og dets deriverte er kjent:

hvor O(∆”) angir ordenen til ledd som er neglisjert i Taylor-utvidelsen (n=4 i ligning (3)) og operatoren ∂xangir en romlig partiellderivert – i dette tilfellet med hensyn på x-retningen. Taylor-rekken er uendelig og er gyldig for ekstrapolasjon og avstand bort fra den lokalisering hvor bølgefeltet og dens deriverte er kjent.

Området for ekstrapolasjon er begrenset ved trunkering av Taylor-rekken. I de følgende eksempler blir trykkdata ekstrapolert.

En anvendelse av det generelle bevegelsesuttrykk gir

• •

hvor V x , V y angir tidsderiverte av Vxhenholdsvis Vy, og ρ er tettheten til vann. Ved bruk av ligning (5) for å erstatte den tverrlinjederiverte av trykket, blir alle leddene som er påkrevet for førsteordens nøyaktig Taylorutvidelse av trykk bort fra flerkomponentseismikkablen tilgjengelige:

I ligning (6), eksisterer valgmuligheten med å uttrykke in-line deriverte med hensyn på trykk uttrykt ved deriverte av in-line komponent av partikkelhastighet gjennom ligning (4). I eksemplene blir imidlertid de in-line deriverte av trykk brukt gjennomgående. En variant av ligning (6) kan anvendes på utvidelser i z-retningen.

Den annenordens tverrlinjederiverte av trykk fra en flerkomponent seismikkabel som slepes i nærheten av havets overflate (eksempelvis ved 6 meter dybde) kan uttrykkes som:

Ligning (7) uttrykkes i rom-frekvens-domenet, h angir den øyeblikkelige dybde av hvert registreringselement som en funksjon av tid og rom, og k = ω/c er det bølgetall hvor ω er vinkelsekvensen og c er hastigheten i vann. For å være anvendbar for en tidsvariabel grov sjø, brukes en rom-tid-implementering ved bruk av kompaktfiltre i ligning (7). Dette kan gjøres med hell enten ved approksimering av de k-avhengige ledd med trunkerte Taylorutvidelser (ekvivalent til tidsderiverte i tidsdomenet) eller med overlappende trekantede vinduer hvor bølgehøyden anses konstant innenfor hvert vindu.

Ved kombinering av ligning (3), ligning (5) og ligning (7), kan Taylor-utvidelsen av trykk bort fra flerkomponentseismikkablen skrives som nøyaktig opptil den annen orden:

Etter å ha utledet uttrykk av første- og annenordens Taylor-utvidelsen i form av målbare data, kan disse uttrykk anvendes som filter på forskjellige problemer av interesse for seismisk undersøkelse og dataanalyse. Et praktisk filter kan approksimere analytiske uttrykk så som deriverte ved hjelp av deres korresponderende endelig-differanseapproksimasjoner.

Anvendelsen som filtre i samsvar med oppfinnelsen inkluderer således generelt trinnene med fremskaffelse av flerkomponentdataene ved bruk av en flerkomponent seismikkabel, ved bruk av en utvidelsesligning med tverrlinjeledd som er byttet ut som beskrevet ovenfor, og ved bruk av passende databehandlingsinnretninger for å bestemme de inter- eller ekstrapolerte data.

Det første av slike problemer vedrører interpolasjonen og intrapolasjonen av trykkdata i retningen langs en seismikkabel, for å avlede verdier av datasettet ved punkter mellom lokaliseringen av mottakere. Problemet med interpolering av et bølgefelt mellom to punkter hvor verdien av bølgefeltet og enkelte av dets deriverte er kjent er velkjent i én dimensjon, og løses ved tilpassing av Hermite-polynomer til dataene.

Flerkomponentseismikkablen vil ha noe redundans i in-line målinger hvis både P og Vxregistreres. Denne redundans kan benyttes til å dempe støy i en flerkomponent seismikkabel. For det tilfellet hvor det er registreringer av både P og Vxog for å undertrykke støy på P ved hjelp av filtrering, kan det slakkes av på kravet til den maksimalt påkrevde sensoravstand, hvis et tilstrekkelig tett rutenett av dataverdier kan genereres gjennom interpolasjon. Ettersom støyen på geofonkomponentene vil bli utsatt for romlig aliasing, kan denne fremgangsmåte kreve en modell for predikering av støyen på geofonkomponentene så snart den er kjent på trykkomponentene.

Hermite-polynomer tillater oss å interpolere P data fra tilgrensende P- og Vx-registreringer mellom x=x0og x=x1, selv om den støymodus som forplanter seg langsomst kan være utsatt for romlig aliasing på selve P-registreringene:

hvor Hermite-polynomene skrives som en funksjon av:

En annen anvendelse er ekstrapolasjonen bort fra en seismikkabel.

For å ekstrapolere trykkdata bort fra en flerkomponent seismikkabel, men ikke i retningen for en annen flerkomponent seismikkabel, kan en endimensjonal Hermiteinterpolasjon anvendes langs seismikkabelen til det punkt langs seismikkablen som har den korteste avstand til det punkt som dataene skal ekstrapoleres til.

Interpolasjonen langs seismikkabelen kan gjennomføres til en vilkårlig grad av nøyaktighet ved beregning av deriverte i seismikkabelens retning for de forskjellige ledd som er nødvendig for Taylor-ekstrapolasjonen (ligning (6) eller ligning (8)) med spektral nøyaktighet, forutsatt at de påkrevde ledd ikke er utsatt for romlig aliasing. Hermite-interpolasjonen kan imidlertid ikke forlenges skjønsmessig, etter som inkludering av deriverte av stadig høyere orden vil forsterke mer støy.

Det tredje problem vedrører interpolasjonen og intrapolasjonen av trykkdata mellom to flerkomponent seismikkabler. En Hermite-interpolasjon kan trolig ikke brukes i tverretningen mellom seismikkablene, ettersom leddene for en etterfølgende Taylorekstrapolasjon sannsynligvis er utsatt for aliasing. Isteden må man avlede en modifisert form for Taylor-intrapolasjonsformlene for å avskranke det ekstrapolerte bølgefelt mellom naboseismikkablene for dette spesielle tilfellet.

Hvis bølgefeltet og dets deriverte er kjent ved hjørnene av en trekant og man ville ønske å interpolere bølgefeltet til et punkt i det indre av trekanten, er en første mulig metode å bruke en 2D Taylor-utvidelse for hvert av de tre punkter (ligning (1)) og deretter lineært interpolere eller vekte de tre verdier i henhold til deres tyngdepunkt (eng. barycenter) vekter. Det har imidlertid blitt vist at dette vil resultere i et intrapolert bølgefelt med en grad av nøyaktighet som er mindre enn det som kan oppnås hvis Taylor-utvidelseskoeffisientene blir litt modifisert slik at interpoleringsverdiene tvinges til å passe til dataene ved alle hjørner av trekanten, og ikke kun én om gangen. Et eksempel på den modifiserte Taylor-utvidelse kan finnes f.eks. i en nylig avhandling av D. Kraaijpoel, ”Seismic Ray Fields and Ray Field Maps: Theory and Algorithms”, Utrecht university (2003).

Følgelig, for å intrapolere bølgefeltet mellom to flerkomponentseismikkabler, blir domenet av mottakerlokaliseringer triangulert slik at hvert punkt mellom de to seismikkabler faller innenfor en trekant med en mottakerlokalisering i hvert hjørne. Bølgefeltet blir deretter ekstrapolert fra hver av de tre registreringslokaliseringer til det indre punkt ved bruk av den modifiserte Taylor-utvidelse. Det blir deretter tatt gjennomsnittet av dataene ved bruk av tyngdepunkt (trekantet) vekting. Første- og annenordens modifiserte Taylor-utvidelser for trykk er (se f.eks. Kraaijpoel, 2003):

for førsteordensutvidelsen, og som annenordensutvidelsen:

Det er forskjellige koeffisienter foran leddene i ligning (10) og ligning (12) sammenlignet med de tradisjonelle Taylor-utvidelser (ligning (6) og ligning (8)). Ligning (10) og ligning (12) brukes best ved interpolering av data i 2D og ikke for ekstrapolasjon. Trianguleringen kan også brukes ved intrapolering mellom seismikkabler på svært degenererte trekanter. En side av slike trekanter dannes av mottakeravstanden, mens de andre to bestemmes av de mye større avstander mellom seismikkabler. De ovenstående ligninger kan således anvendes i grenseverdien for ∆x→0.

Et fjerde problem som fremgangsmåter i samsvar med den foreliggende oppfinnelse kan anvendes på er intrapolasjonen av trykkdata ved offseter nær kilden.

Dette er et spesialtilfelle som er særlig viktig for applikasjoner i feltet med undertrykkelse av dubletter. En undersøkelse fremskaffer generelt data fra flere tilstøtende seismikkabler, som vist på fig. 1. Men ingen data er tilgjengelige i den region som er nærmere kilden. Imidlertid, ved kildelokaliseringen, kan symmetritilstander brukes i interpolasjonen, slik at trykkdataene er symmetrisk over lokaliseringen av kilden. Med andre ord, en Taylor-utvidelse av bølgefeltet bort fra kildens lokalisering vil kun inneholde partallsledd som er symmetriske (trykk, andrederiverte av trykk osv.), men ingen odde ledd som er antisymmetriske.

Argumentet er korrekt for den direkte bølge og for tilfellet med en endimensjonal (1D) modell av jorden, men bryter sammen med variasjoner i undergrunnen.

Symmetrien er imidlertid trolig en sterk ytterligere skranke for ekstrapolasjon til nærliggende offseter. Hvis kildesignaturen nær feltet er kjent (eksempelvis ved bruk av CMS<TM>-teknologien fra Western-Geco), så kan slik informasjon tilføyes for å avskranke interpolasjonen av den direkte ankomst.

Til slutt, et annet spesialtilfelle er at en flerkomponent seismikkabel som slepes parallelt med en konvensjonell seismikkabel kun registrerer P-data (P og alle in-line romlige deriverte er kjent). Også for dette tilfellet er det trolig at en modifisert form av Taylor-intrapolasjonsformlene som ovenfor for å avskranke ekstrapolasjonen drar nytte av den kjennsgjerning at trykkbølgefeltet og dets in-line deriverte er kjent langs den konvensjonelle seismikkabel.

En flerkomponent seismikkabel inneholder således trykkregistreringer så vel som registreringer av partikkelbevegelse. Bevegelsesligningen lærer oss hvordan man skal beregne gradienten av trykkdataene rett fra partikkelbevegelsesregistreringene, se søknad ’299. I tillegg, som også påpekt i søknad ’299, kan laplace-operatoren for trykkbølgefeltet også beregnes når flerkomponentseismikkabelen slepes i nærheten av havets overflate. Med første- og eventuelt høyereordens deriverte av trykkbølgefeltet tilgjengelig, kan vi stole på interpolasjonsteknikker for å tilveiebringe bedre romlig samplede data (i henhold til Nyquist samplingsteorem) selv om flerkomponentseismikkablene i seg selv har for stor avstand fra hverandre til å tillate interpolasjon kun ved bruk av trykkdataene.

Merk imidlertid at interpolasjons/ekstrapolasjonsteknikken som først offentliggjøres i søknad ’299 bare er én slik teknikk med hjelp av hvilken oppfinnelsen kan implementeres. Andre egnede teknikker er kjent innen faget fra deres anvendelse i andre sammenhenger. Enhver egnet teknikk som er kjent innen faget kan brukes ved interpolering/ekstrapolering av de innsamlede flerkomponent seismiske data til de ønskede kilde/mottaker-lokaliseringer for basisundersøkelsen som genererte de gamle data eller omvendt: ved interpolering/ekstrapolering av de innsamlede flerkomponent seismiske data basisundersøkelse til kilde/mottaker-lokaliseringene for gjentakelsesundersøkelsen, eller, alternativt, både basis- og gjentakelsesundersøkelsen til en tredje lokalisering hvis både basis- og gjentakelsesundersøkelsen ble samlet inn ved bruk av et flerkomponent innsamlingssystem.

Interpolasjon/ekstrapolasjon av faktiske mottakerlokaliseringer til de som er i basisdataene kan således være kritisk for å isolere tidsforløpresponsen fra støy som er innført av avvik fra den ideelle tidsforløpundersøkelse. Fig. 7 illustrerer en fremgangsmåte 700 i samsvar med et bestemt aspekt av den foreliggende oppfinnelse, dvs. en fremgangsmåte til bruk i en tidsforløp, marin seismisk undersøkelse. Fremgangsmåten 700 omfatter først aksessering (ved 703) av et sett av innsamlede flerkomponent seismiske data. Som påpekt ovenfor vil de flerkomponent seismiske data bli lagret, enten midlertidig i en buffer eller på en mer langsiktig måte, ved sin innsamling. I den illustrerte utførelse blir de lagret på en mer langsiktig måte. Merk også at dette innebærer at de flerkomponent seismiske data nødvendigvis må ha blitt relativt nylig innsamlet; disse kan også være gamle data som har blitt arkivert i forholdsvis lange tidsperioder. Fremgangsmåten 700 interpolerer eller ekstrapolerer (ved 706) da et sett av tidsforløp seismiske data fra de innsamlede seismiske data.

Merk at den foreliggende oppfinnelse tillater variasjon i implementering. F.eks., i den utførelse som er illustrert ovenfor, kan fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen anvendes på flerkomponent seismiske data der hvor basisundersøkelsen ble utført enten med en konvensjonell seismikkabel eller en flerkomponent seismikkabel. Det vil si at det ikke spiller noen rolle om hvorvidt de gamle data fra basisundersøkelsen er flerkomponent seismiske data. Utførelsen ekstrapolerer eller interpolerer tidsforløpdataene (innsamlet ved bruk av en flerkomponent seismikkabel) til de posisjoner som basisdataene ble innsamlet med. Fremgangsmåten kan på lignende måte også anvendes på tilfeller hvor kun basisundersøkelsen ble utført med en flerkomponent seismikkabel, mens gjentakelsesundersøkelsen ble samlet inn med konvensjonelle seismikkabler som registrerer trykkdata. Til slutt, hvis basisdataene også er flerkomponent seismiske data, oppstår ytterligere muligheter.

Betrakt scenarioet på fig. 8A, hvor forskyvningen mellom basisundersøkelsen 601 og tidsforløpundersøkelsen 101 er tilstrekkelig stor til at ekstrapolasjonen fra tidsforløpundersøkelsen 101 til basisundersøkelsen 601 vil innføre for mye støy i de resulterende data til å være av verdi. Merk at både tidsforløpundersøkelsen 101 og basisundersøkelsen 601 blir gjennomført ved bruk av flerkomponent teknikker, og vil generere flerkomponent seismiske data. Både basisundersøkelsen 601 og tidsforløpundersøkelsen 101 kan følgelig ekstrapoleres/interpoleres til posisjoner som ligger et sted mellom posisjonene til de respektive undersøkelser, hvilket minimerer støyen på grunn av feilposisjonering i differansen mellom de to undersøkelser.

Fig. 8B illustrerer grafisk en slik interpolasjon for en enkelt mottakerposisjon 803 i tidsforløpundersøkelsen 101 og den korresponderende mottakerposisjon 806 i basisundersøkelsen 601. Merk at den ovenstående interpolasjons/ekstrapolasjonsteknikk som er offentliggjort ovenfor opererer i flere dimensjoner. Som på fig. 6A er den forskyvning som er vist på fig. 8A noe overdrevet av hensyn til illustrasjonen. Forskyvningene overstiger her den nominelle 10-30 meter avstand som den interpolasjonsmetode som er offentliggjort ovenfor nøyaktig og pålitelig interpolerer/ekstrapolerer over i én eller flere av inline, tverrlinje og vertikale dimensjoner. Forskyvningene behøver imidlertid ikke å overstige det dobbelte av det nominelle verdiområdet, eller 60 meter.

På fig. 8B er mottakerposisjonene 803, 806 begge interpolert/ekstrapolert i både inline og tverrlinje retninger til posisjonen 809 mellom de to, som grafisk representert av pilene i stiplede linjer. Husk imidlertid at interpolasjonen/ekstrapolasjonen er et resultat av programvareimplementerte behandlingsteknikker. Den utførelse som er illustrert på fig. 8B interpolerer/ekstrapolerer bare in-line og tverrlinje, men teknikken kan også anvendes til å interpolere/ekstrapolere i vertikalen, eller zaksen.

Som det er åpenbart ovenfor, enkelte partier av de detaljerte beskrivelser som her er fremsatt er følgelig presentert i form av en programvareimplementert prosess som involverer symbolske representasjoner av operasjoner på databits innenfor et minne i et databehandlingssystem eller en databehandlingsinnretning. Disse beskrivelser og representasjoner er de midler som brukes av de som er innenfor faget for mest effektivt å overbringe substansen i sitt arbeid til andre som har fagkunnskap innen faget. Prosessen og operasjonen krever fysiske manipulasjoner av fysiske størrelser. Vanligvis, dog ikke nødvendigvis, tar disse størrelser form av elektriske, magnetiske eller optiske signaler som er i stand til å bli lagret, overført, kombinert, sammenlignet og på annen måte manipulert. Det har til tider vist seg praktisk, hovedsakelig av hensyn til felles bruk, å referere til disse signaler som bits, verdier, elementer, symboler, tegn, uttrykk, tall eller lignende.

Man skal imidlertid huske på at alle disse og lignende uttrykk skal forbindes med de passende fysiske størrelser, og er kun praktiske merkelapper som er påført på disse størrelser. Med mindre det spesifikt er angitt eller på annen måte kan være åpenbart, refererer disse beskrivelser gjennomgående i den foreliggende offentliggjøring til handlingene og prosessene i en elektronisk innretning, som manipulerer og omformer data som er representert som fysiske (elektroniske, magnetiske eller optiske) størrelser inne i et elektronisk innretningslager til andre data som på lignende måte er representert som fysiske størrelser inne i lageret, eller i overførings- eller visningsinnretninger. Eksemplifiserende for de uttrykk som betegner en slik beskrivelse er, uten begrensning, uttrykkene ”prosessering”, ”databehandling”, ”beregning”, ”bestemmelse”, ”visning” og lignende.

Merk også at de programvareimplementerte aspekter av oppfinnelsen typisk er kodet i en form for programlagringsmedium eller implementert over en type av overføringsmedium. Programlagringsmediet kan være magnetisk (eksempelvis en floppy disk eller en harddiskstasjon) eller optisk (eksempelvis et kompaktdiskleselager, eller ”compact disk read only memory, CD ROM”), og kan være skrivebeskyttet eller ha direkte tilgang. På lignende måte kan overføringsmediet være tvunnede ledningspar, koaksialkabel, optisk fiber eller et annet egnet overføringsmedium som er kjent innen teknikken. Oppfinnelsen er ikke begrenset av disse aspekter av noen gitt implementering.

Som det ble omtalt ovenfor, en spesifikasjon av hvor gode posisjoner behøver å være i en tidsforløpundersøkelse er ofte definert i kontrakten med klienten. Når posisjonene for de innsamlede data ikke passer spesifikasjonene, må vi skyte linjer om igjen, hvilket refereres til som ”innfylling”. Det forventes at den foreliggende oppfinnelse leilighetsvis kanskje ikke er tilstrekkelig til fullstendig å forebygge behovet for innflylling. Enkelte utførelser kan derfor inkludere innfylling.

Imidlertid, selv i disse utførelser, forventes det at den foreliggende oppfinnelse sterkt vil redusere mengden av innfylling som er nødvendig, hvilket tilveiebringer betydelige fordeler i forhold til teknikkens stand.

Dette fullfører den detaljerte beskrivelse. De bestemte utførelser som er offentliggjort ovenfor er kun illustrative, ettersom oppfinnelsen kan modifiseres og praktiseres på forskjellige, men ekvivalente, måter som er åpenbare for de som har fagkunnskap innen teknikken og har fordel av å ha den lære som her fremsettes. Videre er det ikke meningen at det skal være noen begrensninger ved detaljene ved konstruksjon eller design som her er vist, annet enn som beskrevet i kravene nedenfor. Det er derfor åpenbart at de bestemte utførelser som er offentliggjort ovenfor kan endres eller modifiseres, og at alle slike variasjoner anses å være innenfor oppfinnelsens omfang og idé. Den beskyttelse som her søkes er følgelig som fremsatt i kravene nedenfor.

Claims (7)

PATENTKRAV

1. Fremgangsmåte for bruk i en tidsforløp, marin seismisk undersøkelse, k a r a k t e r i s e r t v e d at den omfatter:

aksessering av et sett av basis seismiske data (326’);

aksessering av innsamlede, tidsforløp seismiske data (325’);

k a r a k t e r i s e r t v e d at den omfatter:

interpolering (706) av et sett av tidsforløp seismiske data fra de basis seismiske data (326’) og de innsamlede tidsforløp seismiske data (325’), hvor de innsamlede tidsforløp seismiske data (325’) er flerkomponent data og at de basis seismiske data (326’) er enkeltkomponent seismiske data (325’).

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at interpolering (706) av de tidsforløp seismiske data (325’) inkluderer intrapolering eller ekstrapolering av de tidsforløp seismiske data (325’).

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at interpolering (706) av de tidsforløp seismiske data (325’) inkluderer både interpolering og ekstrapolering av et sett av tidsforløp seismiske data (325’).

4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at flerkomponentdataene inkluderer trykkdata og partikkelbevegelsesrelaterte data.

5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at aksessering av settet av innsamlede seismiske data inkluderer aksessering av et sett av gamle data.

6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at interpolering (706) av de tidsforløp seismiske data (325’) inkluderer interpolering av de tidsforløp seismiske data (325’) til et punkt som ligger mellom de punkter hvor de basis seismiske data (326’) og de innsamlede tidsforløp seismiske data (325’) ble samlet inn.

7. Databehandlingsanordning (403) for bruk i en tidsforløp, marin seismisk undersøkelse, en prosessor;

et bussystem; og

et lager som kommuniserer med prosessoren over bussystemet;

k a r a k t e r i s e r t v e d at den omfatter: en applikasjon som befinner seg på lageret og som er i stand til å gjennomføre en fremgangsmåte som angitt i et av kravene 1-6, marin seismisk undersøkelse, når den anropes.