NO346404B1 - Konstruksjon og anvendelse av vinkelsamlere fra tredimensjonal avbildning av multippelbølgefelter - Google Patents

Description

Kryssreferanse til beslektede søknader

Foreliggende patentsøknad begjærer prioritet fra provisorisk US-patentsøknad nummer 61/981,147, inngitt 7. april 2014 og hvis innhold herved i sin helhet inkorporeres ved referanse. I foreliggende patentsøknad begjæres det også prioritet fra provisorisk US-patentsøknad nummer 61/879,936, inngitt 19. september 2013 og hvis innhold herved i sin helhet inkorporeres ved referanse.

Bakgrunn for oppfinnelsen

Foreliggende oppfinnelse angår generelt seismiske undersøkelser med spesiell anvendbarhet i forbindelse med marine seismiske undersøkelser.

Under seismiske undersøkelser kan seismiske data innhentes ved å føre akustisk energi inn i jorda nær overflaten og detektere akustisk energi som er reflektert fra grenser mellom forskjellige lag i en geologisk undergrunnsformasjon. Akustisk energi blir reflektert når det er en forskjell i akustisk impedans mellom to lag som grenser mot hverandre. Signaler som representerer den detekterte akustiske energien blir tolket for å identifisere potensielle undergrunnsstrukturer og sammensetning av den geologiske undergrunnsformasjonen, for derved å bidra til å identifisere og produsere hydrokarboner.

Ved marine seismiske undersøkelser blir en seismisk energikilde, slik som en luftkanon, en marin vibrator eller grupper av luftkanoner og/eller marine vibratorer, vanligvis brukt til å sende den akustiske energien inn i formasjonene under bunnen av vannet. Den seismiske energikilden blir aktivert ved en valgt dybde i vannet, typisk mens den seismiske energikilden blir slept av et fartøy. Det samme eller et annet fartøy sleper én eller flere seismiske sensorkabler, kalt streamere, i vannet. Streamerne strekker seg generelt bak fartøyet langs den retningen som streameren slepes i. En streamer innbefatter typisk et antall seismiske sensorer, slik som for eksempel hydrofoner, anordnet på kabelen ved atskilte, kjente posisjoner langs kabelen. Hydrofoner er seismiske sensorer som genererer et optisk eller elektrisk signal svarende til trykket i vannet eller tidsgradienten til trykket i vannet. Seismiske sensorer kan også være plassert ved eller nær bunen av vannmassen, på én eller flere havbunnskabler eller et antall noder. Fartøyet som sleper den ene eller de flere streamerne, innbefatter typisk registreringsutstyr for å lage en registrering, indeksert i forhold til tid, av de signalene som genereres av de seismiske sensorene som reaksjon på den detekterte akustiske energien. Registreringen av signaler kan prosesseres for å utlede strukturer i og sammensetninger av grunnformasjonene under de posisjonere hvor den seismiske undersøkelsen blir utført.

Artikkel «Prestack depth migration of primary and surface-related multiple reflections” ved Muijs med flere, fra SEG Technical program Expanded Abstracts, januar 2005, sidene 2107-2111, presenterer en fremgangsmåte for prestakket dybdemigrasjon som tillater samtidig avbildning av primære og multiple refleksjoner.

Patentsøknad US 2004/0093163 A1 «Seismic analysis using post-imaging seismic anisotropy corrections” ved Reshef med flere, presenterer et system og en fremgangsmåte for å utføre anisotrope korreksjoner av seismiske data etter avbildning av en undergrunnformasjon.

Patentsøknad US 2012/0095690 A1 «Methods and computer-readable medium to implement inversion of angle gathers for rock physics reflectivity attributes” ved Higginbotham med flere, presenterer fremgangsmåter og datamaskinlesbart medium for å bestemme seismiske refleksjonsegenskaper som indikerer forekomst av hydrokarboner i jorden.

Kort beskrivelse av tegningene

Oppfinnelsen og dens fordeler kan lettere forstås under henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse og de vedføyde tegningene, hvor:

Figur 1 er et skjema som viser et eksempel på en innsamlingsgeometri som kan brukes til å innhente tredimensjonale seismiske sensordata i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 2 viser et sett med ligninger ifølge foreliggende oppfinnelse.

Figur 3A viser et første eksempel på vinkelsamlere fra primære bølgefelter ved en fast asimutvinkel som er lik null grader.

Figur 3B viser et første eksempel på vinkelsamlere far flere bølgefelter ved en fast asimutvinkel lik null grader, i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 4A viser et andre eksempel på vinkelsamlere fra primære bølgefelter ved en fast asimutvinkel på null grader.

Figur 4B viser et andre eksempel på vinkelsamlere fra multippelbølgefelter ved en fast asimutvinkel på null grader i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 5A viser et tredje eksempel på vinkelsamlere fra primære bølgefelter ved en fast asimutvinkel på null grader.

Figur 5B viser et tredje eksempel på vinkelsamlere fra multippelbølgefelter ved en fast asimutvinkel på null grader i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 6A viser et fjerde eksempel på vinkelsamlere fra primære bølgefelter ved en fast asimutvinkel på nitti grader.

Figur 6B viser et fjerde eksempel på vinkelsamlere fra multippelbølgefelter ved en fast asimutvinkel på nitti grader i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 7A viser et femte eksempel på vinkelsamlere fra primære bølgefelter ved en fast asimutvinkel på nitti grader.

Figur 7B viser et femte eksempel på vinkelsamlere fra multippelbølgefelter ved en fast asimutvinkel på nitti grader i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 8A viser et sjette eksempel på vinkelsamlere fra primære bølgefelter ved en fast asimutvinkel på nitti grader.

Figur 8B viser et sjette eksempel på vinkelsamlere fra multippelbølgefelter ved en fast asimutvinkel på nitti grader i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 9A er et flytskjema som viser en teknologisk prosess for seismisk avbildning i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 9B er et flytskjema som viser en teknologisk prosess for seismisk avbildning i samsvar med en annen utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 10A viser et etterstakket linjebilde etter stakking av vinkelsamlere fra primære bølgefelter.

Figur 10B viser et etterstakket linjebilde etter stakking av vinkelsamlere fra multippelbølgefelter i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 11A viser en etterstakket dybdeskive etter stakking av vinkelsamlere fra primære bølgefelter.

Figur 11B viser en etterstakket dybdeskive etter stakking av vinkelsamlere fra multippelbølgefelter i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 12 er et skjematisk diagram som skisserer en del av et eksempel på et primært bølgefelt.

Figur 13 er et skjematisk diagram som skisserer baner for to eksempler på multippelbølgefelter i tillegg til eksemplet med et primært bølgefelt, i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 14 viser et planriss over et eksempel på et arrangement for geofysisk datainnsamling i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Figur 15 viser et forenklet eksempel på en datamaskinanordning som kan brukes til å utføre behandlingstrinn i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.

Selv om oppfinnelsen vil bli beskrevet i forbindelse med én eller flere utførelsesformer, skal det bemerkes at oppfinnelsen ikke er begrenset til disse.

Oppfinnelsen er tvert imot ment å dekke alle alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som kan innbefattes innenfor oppfinnelsens ramme slik den er definert i de vedføyde patentkravene.

Detaljert beskrivelse

Det er et mål med seismisk avbildning å frembringe kvalitetsbilder av jordas undergrunn. Disse undergrunnsavbildningene kan tolkes for å identifisere spesielle strukturer og sammensetningen av den geologiske undergrunnsformasjonen. Slik kunnskap om potensielle undergrunnsstrukturer er meget nyttig for å identifisere og produsere hydrokarboner på en effektiv måte.

Ett problem ved konvensjonelle fremgangsmåter for seismisk avbildning er den begrensede kvaliteten og nøyaktigheten til de seismiske bildene. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer teknologiske prosesser som kan forbedre kvaliteten og nøyaktigheten av slike bilder.

I konvensjonell seismisk avbildning behandles de innsamlede dataene typisk for å fjerne multippelbølgefelter og benytter det primære bølgefeltet til å generere de seismiske avbildningene. Multippelbølgefelter er multiplikative hendelser som kan ses i seismiske snitt. Disse hendelsene har gjennomgått mer enn én refleksjon. De blir produsert i datainnsamlingsprosessen når signalet ikke tar en direkte bane fra den seismiske energikilden til den geologiske hendelsen og tilbake til den seismiske sensoren.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer derimot teknologiske prosesser som påviselig forbedrer kvaliteten og nøyaktigheten til de seismiske avbildningene. Den påviste forbedringen i de seismiske avbildningene med den teknikken som er beskrevet her, kan skyldes at multippelbølgefeltene tilveiebringer informasjon fra undergrunnsrefleksjoner ved ytterligere belysningsvinkler.

Konvensjonell seismisk avbildning med primære bølgefelter fra tredimensjonale seismiske sensordata genererer undergrunnsavbildninger ved å bruke refleksjoner fra undergrunnen med begrenset vinkelmessig belysning. Dette er fordi vinkelmessig belysning blir skuddtetthetsavhengig, noe som resulterer i spesiell dårlig vinkelbelysning i tredimensjonale innsamlinger, spesielt i tverrlinjeretningen (90 grader asimut). Skuddseparasjonen i tverrlinjeretningen er typisk omkring 500 meter for avbildning av primære bølgefelter, noe som er dårlig for vinkelmessig avbildning ved asimutvinkelen på 90 grader (det vil si i tverrlinjeretningen).

Den her beskrevne teknikken øker effektivt belysningsvinklene som brukes i seismisk avbildning fra tredimensjonale seismiske sensordata. Dette blir gjennomført ved å benytte multippelbølgefeltene som normalt blir fjernet ved konvensjonell seismisk avbildning. Det kan anses at denne teknikken benytter det nedadgående bølgefeltet som en sekundær «antenne» (det vil si distribuert) kilde som effektivt resulterer i en større skuddtetthet (sammenlignet med den tradisjonelle skuddtettheten med avbildning av primære bølgefelter).

I samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen kan dataene fra multippelbølgefeltene brukes til å generere bildesamlere i vinkeldomenet (også her referert til som «vinkelsamlere») alene eller i kombinasjon med de primære bølgefeltdataene. Denne teknikken kan som vist her, med fordel forbedre nøyaktigheten og tydeligheten i de resulterende seismiske avbildningene. De forbedrede seismiske avbildningene kan så benyttes til å identifisere en potensiell undergrunnsstruktur for bruk ved hydrokarbonleting, på en mer nøyaktig måte.

Figur 1 er et diagram som viser et eksempel på en innsamlingsgeometri som kan brukes til å innhente tredimensjonale dobbeltsensordata i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen. Innsamlingsgeometrien som er vist som et eksempel, er en dypvanns, antiparallell innsamlingsgeometri med bred asimut. Som en vanlig fagkyndig på området vil forstå etter å ha satt seg inn i denne beskrivelsen, vil passende alternativer til innsamling av dobbeltsensordata være innsamling av multisensordata som muliggjør en matematisk separasjon av de oppadgående bølgefeltene og de nedadgående bølgefeltene.

De rektangulære områdene på figur 1 indikerer forskjellige posisjoner for en gruppe seismiske sensorer som blir slept i en linjeretning (horisontalt på figuren) under innsamlingen. Gruppeposisjonene på høyre side er forskjøvet med en halv gruppebredde i tverrlinjeretningen (vertikalt på figuren) fra gruppeposisjonene på venstre side. Rektanglene på den venstre siden indikerer gruppeposisjoner mens gruppen blir slept til høyre, og rektanglene på høyre side indikerer gruppeposisjoner når gruppen blir slept mot venstre.

En seismisk energikilde blir også slept slik at den relative posisjonen mellom den seismiske energikilden og gruppen er konstant eller fast. Ett eksempel på en kildeposisjon (S1) er vist, som er fast i forhold til posisjonen foran en gruppeposisjon (A1) for sleping mot høyre, og et annet eksempel på en kildeposisjon (S2) er vist, som er fast i forhold til posisjonen foran en gruppeposisjon (A2) for sleping mot venstre.

Den seismiske sensorgruppen kan være implementert ved å bruke flere streamere der hver streamer innbefatter flere seismiske sensorer atskilt langs streameren. I det illustrerte eksemplet kan hver streamer være 7000 meter lang ( i linjeretningen), og avstanden mellom streamerne ved de øvre og nedre kantene av gruppen er 1200 meter (tverrlinjeretningen).

I dette eksemplet er den posisjonsmessige forskyvningen eller avstanden i tverrlinjeretningen mellom gruppeposisjonene på venstre og høyre side på figur 1 , 600 meter (halvparten av gruppebredden på 1200 meter). Stakker og vinkelsamlere kan begge fremskaffes fra å bruke hvert superskudd (for eksempel med 150 meters linjeavstand mellom detektorer og 600 meters skuddtverrlinjeavstand). Som en vanlig fagkyndig på området vil forstå etter å ha satt seg inn i denne beskrivelsen, kan enhver bred asimutgruppeutforming være egnet for datainnsamling, innbefattende konfigurasjoner hvor den seismiske sensorgruppen blir slept langs en buet bane, og innbefattende konfigurasjoner hvor den seismiske sensorgruppen ikke blir slept, men i stedet befinner seg på eller nær havbunnen.

Figur 2 viser et sett med ligninger i henhold til foreliggende oppfinnelse.

Ligningene (1.1), (1.2) og (1.3) gir en formel for forskjøvne undergrunnsbildesamlere (lmagess_offset). Hver av ligningene (1.1), (1.2) og 1.3) tilveiebringer bildesamleren ved den undergrunnskoordinatvektoren x = (x, y,z) og vektoren for halvkildesensoravstanden h = (hx,hy,hz) (også her referert til som «avstandsvektoren» eller «avstanden»),

Avstandsavbildningssamleren for undergrunnen i ligning (1.1) blir beregnet ved krysskorrelering av de oppadgående (U) og de nedadgående (D) bølgefeltene i frekvensdomenet (ω-domenet), og avstandsavbildningssamleren for undergrunnen i ligning (1.2) blir beregnet ved å krysskorrelere U- og D-bølgefeltene i tidsdomenet ( t -domenet). Avstandsavbildningssamleren for undergrunnen i ligning (1.3) blir beregnet ved å bruke en dekonvolveringstilstand for avbildningen i frekvensdomenet (ω- domenet).

Ligning (2) skisserer transformasjonen av bildesamleren i delavstandsdomenet, Imagess _offset(x,h) , til vinkelsamleren i vinkeldomenet, Image angle(x,ø,φ) . Vinkeldomenet er representert ved den polare vinkelen φ og asimutvinkelen φ for et sfærisk koordinatsystem.

Figurene 3A, 4A, 5A, 6A, 7A og 8A viser forskjellige vinkelsamlere fra primære bølgefelter ut fra et eksempelsett med dypvanns, innsamlede seismiske data med bred asimut. Figurene 3B, 4B, 5B, 6B, 7B og 8B viser tilsvarende vinkelsamlere fra multippelbølgefelt fra det samme settet med innsamlede seismiske data.

På hver av disse figurene representerer den vertikale aksen dybden z i meter, og hvert diagram viser vinkelsamlere ved en overflate ( x,y ) for en seismisk rekke med dybdeposisjoner. Den horisontale posisjonen (X) blir variert på en lineær måte fra et diagram til neste diagram. Forskjellige diagrammer svarer følgelig til forskjellige overflateposisjoner (x,y).

Den asimutale vinkelen er fiksert ved 0 grader (linjeretningen) for figurene 3A, 3B, 4A, 4B, 5A og 5B. Den asimutale vinkelen er fiksert ved 90 grader (tverrlinjeretningen) for figurene 6A, 6B, 7A, 7B, 8A og 8B.

Innen hvert diagram på figurene 3A, 3B, 6A og 6B varierer den polare vinkelen til avstanden fra -70 grader på venstre kant av diagrammet (antydet ved hjelp av «A»-linjen under grafikken) til 70 grader på høyre kant av diagrammet. Innenfor hvert diagram på figurene 4A, 4B, 7A og 7B varierer den polare vinkelen til avstanden fra -25 grader på venstre kant av diagrammet (antydet med «A»-linjen under grafikken) til 25 grader på høyre kant av diagrammet. Innenfor hvert diagram på figurene 5A, 5B, 8A og 8B varierer den polare vinkelen til avstanden fra -70 grader på venstre kant av diagrammet til 70 grader på høyre kant av diagrammet.

En sammenligning mellom figur 3A og 3B viser at trekkene er finere samplet og har et flatere utseende i hvert diagram på figur 3B. Betrakt for eksempel det lyse trekket som er tilnærmet horisontalt ved en dybde på omkring 2400-2800 meter ved et område av linjeposisjonene (antydet med «X»-linjen under grafikken) ved omkring 6700-7400 meter. Dette lyse trekket kan ses å være forvrengt mot kantene i hvert diagram på figur 3A, mens det er mer finsamplet og flatere av utseende i hvert diagram på figur 3B.

En sammenligning mellom figur 4A og 4B viser likeledes at trekkene er mer finsamplet og flatere av utseende innenfor hvert diagram på figur 4B. Betrakt for eksempel det samme lyse trekket som er tilnærmet horisontalt ved en dybde på omkring 2400-2800 meter ved et område av linjeposisjonene (antydet ved hjelp av «X»-linjen under grafikken) ved omkring 6700-7400 meter. Dette lyse trekket ses å være forvrengt mot kantene av hvert diagram på figur 4A, mens det er mer finsamplet og flatere av utseende i hvert diagram på figur 4B.

En forstørret skisse (med et mindre dybdeområde og færre diagrammer) over det samme lyse trekket er vist på figurene 5A og 5B, hvor et stort område av vinklene er samlet. På disse forstørrede skissene er den største forvrengningen mot diagramkantene på figur 5A tydelig synlig sammenlignet med de flatere og mer finsamplede trekkene i diagrammene på figur 5B.

Som vist på figurene 3A til 5B, er dermed vinkelsamlerne fra null graders asimut (det vil si i linjeretningen) fra multippelbølgefeltavbildningene mer finsamplet enn de fra den primære bølgefeltavbildningen. Ved 90 graders asimutretning (det vil si tverrlinjeretningen) er vinkelbelysningen fra primærbølgefeltavbildningen enda mer problematisk.

I den 90 graders asimutretningen forårsaker stor seilingslinjeavstand grov dellinjesampling; hver seilingslinje kan være 600 meter eller mer fra hverandre. På grunn av den store skuddavstanden er det bare noen spredt fordelte vinkler ved asimutretningen på 90 grader. De store gapene mellom tilstøtende kildeposisjoner i både linje- og tverrlinjeretningene skaper lav oppløsning og spredning av felles bildesamlere. Den store spredningen i asimutretningen på 90 grader er spesielt problematisk ved avbildning av den gruntliggende undergrunnen under en vannbunn og/eller en saltdom.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en løsning på dette problemet ved å bruke multippelbølgefeltavbildning til å skape tett befolkede vinkelsamlere i tverrlinjeretningen. Denne løsningen benytter effektivt det nedadgående bølgefeltet som en distribuert sekundær kilde (det vil si en «antenne»-kilde) som er mer finsamplet enn punktkilden.

I likhet med figurene 3A og 3B for asimutretningen på null grader (linjeretningen) viser en sammenligning mellom figur 6A og 6B for asimut på 90 grader (tverrlinjeretningen) at trekkene blir mer finsamplet og flatere av utseende innenfor hvert diagram på figur 6B. Betrakt for eksempel det samme lyse trekket som er omtrent horisontalt ved en dybde på omtrent 2400-2800 meter ved et område av tverrlinjeposisjoner (antydet ved «X»-linjen under diagrammet) ved omkring 6700-7400 meter. Det lyse trekket kan ses å være forvrengt mot kantene av hvert diagram på figur 6A, mens det er mer finsamplet og flatere av utseende i hvert diagram på figur 6B.

I likhet med figurene 4A og 4B for asimutvinkelen på null grader (linjeretningen) viser en sammenligning mellom figur 7A og 7B for asimutretningen på 90 grader (tverrlinjeretningen) at trekkene er mer finsamplet og flatere av utseende i hvert diagram på figur 7B. Betrakt for eksempel den samme lyse egenskapen som er omtrent horisontal ved en dybde på omkring 2400-2800 meter i et område med tverrlinjeposisjoner (indikert ved hjelp av «X»-linjen under diagrammet) ved omkring 6700-7400 meter. Det lyse trekket kan ses å være forvrengt mot kantene av hvert diagram på figur 7A, mens det er mer finsamplet og flatere av utseende i hvert diagram på figur 7B.

I likhet med figurene 5A og 5B for asimutvinkelen på null grader (linjeretningen) er det vist forstørrede skisser (med et mindre dybdeområde og færre diagrammer) av det samme lyse trekket som er vist på figurene 8A og 8B for asimutvinkelen på 90 grader (tverrlinjeretningen), hvor et stort område med vinkler er samlet. På disse forstørrede skissene er den større forvrengningen mot diagramkantene på figur 8A klart synlige sammenlignet med de flatere og mer finsamplede trekkene i diagrammene på figur 8B.

Figur 9A er et flytskjema som viser en teknologisk prosess 900 for seismisk avbildning i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen. Den teknologiske prosessen 900 kan forbedre den begrensede kvaliteten av seismiske bilder som finnes ved konvensjonell behandling av seismiske data. Den forbedrede kvaliteten og nøyaktigheten på de resulterende seismiske bildene kan fortrinnsvis anvendes til mer pålitelig og nøyaktig bestemmelse av posisjonen og utstrekningen av utvinnbare hydrokarboner.

I blokk 902 blir tredimensjonale seismiske sensordata innhentet. I samsvar med én utførelsesform kan dette trinnet implementeres ved å bruke innsamling av dobbeltsensordata for å tilveiebringe to målte komponenter i de tredimensjonale seismiske sensordataene. De tredimensjonale seismiske sensordataene kan for eksempel innbefatte hydrofoner for å måle trykk (P) og geofoner for å måle hastighet, spesielt vertikal hastighet (Vz) ved en registreringsflate. Som en vanlig fagkyndig på området vil forstå etter å ha satt seg inn i denne beskrivelsen, vil egnede alternativer til innsamling av dobbeltsensordata være enhver innsamling av multisensordata som muliggjør en matematisk separasjon av de oppadgående bølgefeltene og de nedadgående bølgefeltene.

I blokk 904 blir bølgeseparasjonen utført på de seismiske dataene. Ved å bruke bølgeseparasjon kan et oppadgående bølgefelt (U) og et nedadgående bølgefelt (D) fremskaffes fra dobbeltsensordataene.

I blokk 906 kan avbildning av multippelbølgefelter utføres. Avbildningen av multippelbølgefelter kan utføres ved ekstrapolering (migrering) av oppadgående og nedadgående grensedata og anvendelse av en dekonvolveringsbetingelse for avbildningen. Ekstrapolering av de oppadgående og nedadgående grensedataene kan innebære ekstrapolering av de oppadgående og nedadgående bølgefeltene fra registreringsflaten til en undergrunnsreflektor og anvende en avbildningsbetingelse ved undergrunnsreflektoren. Avbildningsbetingelsen kan være en dekonvolveringsbetingelse for avbildning. Alternativt kan avbildningsbetingelsen være en krysskorrelasjonsbetingelse for avbildningen.

I blokk 908 blir de tredimensjonale, felles bildesamlerne generert fra avbildningen av multippelbølgefelter. I samsvar med én utførelsesform av oppfinnelsen kan de tredimensjonale, felles bildesamlerne være vinkelsamlere. Frembringelse av vinkelsamlerne kan innebære avbildning av multippelbølgefelter for et område av belysningsvinkler (det vil si et område av polare vinkler for de innfalne/reflekterte bølgefeltene). Eksempler på vinkelsamlere generert fra multippelbølgefelter er vist på figurene 3B, 4B, 5B, 6B, 7B og 8B, som er beskrevet ovenfor. Alternativt kan de tredimensjonale, felles bildesamlerne være avstandsbildesamlere over en vinkel av avstandsforskyvninger.

I blokk 910 kan fjernvinkelstøy dempes (reduseres) ved filtrering før stakking av samlerne. I vinkelsamlerne fra multippelbølgefelter er det fortrinnsvis lettere å separere signal fra støy. Dette skyldes at den støyen for det meste er fra fjerntliggende vinkler, noe som ikke er tilfelle for vinkelsamlerne fra primærbølgefeltene. På grunn av den dårlige vinkelmessige belysningen i vinkelsamlerne fra primærbølgefelter, kan signal og støy blandes sammen i samlerdomenet (for eksempel i tilfelle av en topp i et strukturelt salttrekk).

I blokk 911, etter dempning av fjernvinkelstøyen, kan stakking av de felles bildesamlerne (i én utførelsesform vinkelsamlerne) utføres. Dette danner et stakket bilde.

Som påvist i foreliggende beskrivelse, har det resulterende stakkede bildet forbedret bildekvalitet og nøyaktighet sammenlignet med et konvensjonelt stakket bilde generert ved å bruke primærbølgefelter. Et eksempel på et etterstakket linjebilde etter stakking av bildesamlere fra multippelbølgefelter, er beskrevet nedenfor i forbindelse med figur 10B. Et eksempel på en etterstakket dybdeskive etter stakking av vinkelsamlere fra multippelbølgefelter, er beskrevet nedenfor i forbindelse med figur 11B.

I blokk 912 kan det stakkede bildet brukes til å identifisere den potensielle undergrunnstrukturen. Kjennskap til den potensielle undergrunnsstrukturen kan for eksempel brukes i forbindelse med hydrokarbonleting i blokk 914. Den potensielle undergrunnsstrukturen kan med andre ord brukes til å bestemme posisjonen og utstrekningen av utvinnbare hydrokarbonreserver slik at boring kan planlegges og gjennomføres.

I blokk 916 kan, i tillegg til å lage og bruke det stakkede bildet, de felles bildesamlerne (i én utførelsesform vinkelsamlerne) også benyttes til modellbygging. Modellbyggingen kan være hastighetsmoddellbygging. Alternativt kan modellbyggingen være bygging av en modell over anisotropiparametere. Den modellen som definerer forplantningen av bølgefeltene i undergrunnslagene, kan med andre ord justeres eller modifiseres basert på de felles bildesamlerne. Den teknologiske prosessen 900 kan så sløyfes tilbake til blokk 906 og utføre avbildningen av multippelbølgefelter hvor ekstrapoleringen av oppadgående og nedadgående bølgefelter benytter den modifiserte modellen.

Figur 9B er et flytskjema som viser en teknologisk prosess 950 for seismisk avbildning i samsvar med en annen utførelsesform av oppfinnelsen. Den teknologiske prosessen 950 kan forbedre den begrensede kvaliteten til seismiske bilder som kan finnes ved konvensjonell behandling av seismiske data. Den forbedrede kvaliteten og nøyaktigheten til de resulterende seismiske bildene kan med fordel anvendes for mer pålitelig og nøyaktig å bestemme posisjonen og utbredelsen av utvinnbare hydrokarboner.

I blokk 952 kan tredimensjonale seismiske sensordata fremskaffes. I blokk 954 kan oppadgående og nedadgående bølgefelter fra de tredimensjonale seismiske sensordataene konstrueres ved å påføre bølgefeltseparasjon, hvor de oppadgående og nedadgående bølgefeltene innbefatter multippelbølgefelter.

I blokk 955 kan de oppadgående og nedadgående bølgefeltene ekstrapoleres til en reflektorflate under en vannbunn. I blokk 956 kan en avbildningsbetingelse anvendes ved reflektorflaten for å generere bilder som innbefatter informasjon fra multippelbølgefeltene.

I blokk 958 kan vinkelsamlere konstrueres. Hver vinkelsamler kan konstrueres ved å samle de bildene som er generert ved å bruke multippelbølgefeltene for et område av belysningsvinkler. I blokk 960 kan fjernvinkelstøy dempes i vinkelsamlerne. I blokk 961, etter dempning av fjernvinkelstøy, kan stakking av vinkelsamlerne utføres. Dette danner et stakket bilde.

I blokk 962 kan det stakkede bildet brukes til å identifisere en potensiell undergrunnsstruktur. Kjennskap til den potensielle undergrunnsstrukturen kan brukes i for eksempel leting etter hydrokarboner som i blokk 964. Den potensielle undergrunnsstrukturen kan med andre ord brukes til å bestemme posisjonen og utstrekningen av utvinnbare hydrokarbonreserver slik at boring kan planlegges og gjennomføres.

I blokk 966 kan, i tillegg til å lage og bruke det stakkede bildet, en modell som bestemmer forplantningen av bølgefelter i undergrunnslagene, justeres ved å bruke vinkelsamlerne til å fremskaffe en justert modell. Den teknologiske prosessen 950 kan så sløyfes tilbake til blokk 955 og utføre ekstrapoleringen av oppadgående og nedadgående bølgefelter ved å bruke den modifiserte modellen.

Figurene 10A og 10B viser etterstakkede linjeretningsbilder etter stakking av vinkelsamlere fra henholdsvis primære bølgefelter og multippelbølgefelter. Disse figurene gir en tverrsnittskisse av et område av interesse under havbunnen. Pilene på disse figurene peker mot et kanttrekk i tverrsnittskissen. Ved å sammenligne figurene 10A og 10B, kan det ses at kanttrekket er betydelig klarene og bedre definert på figur 10B. Bildet på figur 10B med høyere kvalitet letter bestemmelsen av grensen for en saltdom som befinner seg på venstre side av kanttrekket.

Figurene 11A og 11B viser etterstakkede dybdeskiver etter stakking av vinkelsamlere fra henholdsvis primære bølgefelter og multippelbølgefelter. Disse figurene utgjør et planriss av et område av interesse under havbunnen. Pilene på disse figurene peker mot to kanttrekk i planrisset. Ved å sammenligne figurene 11A og 11B kan det ses at kanttrekkene er betydelig klarere og bedre bestemt på figur 11B. Den høyere kvaliteten av bildet på figur 11B letter bestemmelsen av grensene for saltdomen som befinner seg mellom kanttrekkene.

Figur 12 er et skjematisk diagram som skisserer en bane for et eksempel på et primært bølgefelt. Illustrerende horisontale posisjoner for en seismisk energikilde og seismiske sensorer er skissert nær vannoverflaten. Legg merke til at den seismiske energikilden og de seismiske sensorene generelt er under vannoverflaten, ikke over som på illustrasjonen.

Banen 1202 av et eksempel på en bølge som forplanter seg fra den seismiske energikilden til en horisontal «reflektorflate» under vannbunnen, er skissert. Bølgeeksemplet kan stamme fra et skudd ved den seismiske energikilden og blir reflektert fra reflektoren til én av de seismiske sensorene nær vannoverflaten. Vinkelen 2ϕ er vinkelen mellom de reflekterte og innfalne bølgene. Vinkelen ϕ er polarvinkelen mellom den innfalne bølgen og overflatenormalen på reflektorflaten. Vinkelen ϕ er også polarvinkelen mellom overflatenormalen og den reflekterte bølgen.

Den geometrien som er skissert på figur 12, illustrerer i det minste en del av grunnen til hvorfor belysningsvinkelen er begrenset av en konvensjonell teknikk som benytter primære bølgefelter. Som beskrevet her, kan ytterligere belysningsvinkler tilveiebringes ved fortrinnsvis å benytte multippelbølgefelter.

Figur 13 skisserer et skjematisk diagram som viser baner for to eksempler på multippelbølgefelter i tillegg til det primære bølgefelteksemplet, i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen. Banen 1202 for det primære bølgefelteksemplet fra figur 12, er vist på figur 13. I tillegg er to av multippelbølgefeltene skissert.

En første multippelbølgefeltbane 1302 er vist for et bølgefelt som stammer fra et skudd ved den seismiske energikilden, er reflektert fra vannbunnen, er så reflektert av vannoverflaten før det forplanter seg til reflektorflaten under vannbunnen. Bølgefeltet blir så reflektert fra reflektorflaten til en seismisk sensor nær vannoverflaten. Den første multippelbølgefeltbanen 1302 har som vist en mindre belysningsvinkel enn banen 1202 for det primære, reflekterte bølgefeltet.

En andre multippelbølgefeltbane 1304 som er vist, er for et bølgefelt som stammer fra et skudd ved den seismiske energikilden, er reflektert fra reflektorflaten, er så reflektert av vannoverflaten før det igjen forplanter seg til reflektorflaten under vannbunnen. Bølgefeltet blir så reflektert fra reflektorflaten til en seismisk sensor nær vannoverflaten. Den andre multippelbølgefeltbanen 1304 har som vist en mindre belysningsvinkel enn den første multippelbølgefeltbanen 1302.

Illustrasjonen på figur 13 viser følgelig at avbildning av multippelbølgefelter kan tilveiebringe en større diversitet av refleksjonsvinkler enn avbildning av primære bølgefelter.

Figur 14 viser i planriss et eksempel på et arrangement for tredimensjonal geofysisk datainnsamling ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen. De innsamlede seismiske sensordataene er tredimensjonale ved at de innbefatter data fra bølgefelter som forplanter seg i både linje- og tverrlinjeretningene. Et seismisk letefartøy 10 beveger seg langs overflaten av en vannmasse 11, slik som en innsjø eller havet, i linjeretningen. Det illustrerte arrangementet sørger for sleping av en seismisk energikilde 14 og et antall lateralt atskilte streamere 18 (atskilt fra hverandre i tverrlinjeretningen).

Streamerne 18 kan holdes i sine relative laterale og langsgående posisjoner i forhold til fartøyet 10 ved å bruke slepeutstyr 23. Hver streamer 18 kan innbefatte et antall langsgående atskilte seismiske sensorer 20. Andre seismiske sensorarrangementer kan benyttes i andre utførelsesformer. Som en vanlig fagkyndig på området vil forstå etter å ha kunnet sette seg inn i denne beskrivelsen, kan en eventuell bred asimutgruppekonfigurasjon være egnet for datainnsamling, innbefattende konfigurasjoner hvor den seismiske sensorgruppen blir slept langs en buet bane, og innbefattende konfigurasjoner hvor den seismiske sensorgruppen ikke blir slept, men i stedet er plassert på eller nær havbunnen.

I én utførelsesform kan hver seismisk sensor 20 være en dobbeltsensoranordning. Dobbeltsensoranordningen kan for eksempel innbefatte en trykksensor og en vertikal hastighetssensor. Andre multippelsensoranordninger eller flere enkeltsensoranordninger kan brukes i alternative utførelsesformer. Som en vanlig fagkyndig på området vil forstå etter å ha kunnet sette seg inn i denne beskrivelsen, vil egnede alternativer til datainnsamling med dobbeltsensorer være en hvilken som helst datainnsamling med flere sensorer som muliggjør en matematisk separasjon av de oppadgående og nedadgående bølgefeltene.

Fartøyet 10 kan innbefatte et styresystem 12a og et registreringssystem 12b. Styresystemet 12a og registreringssystemet 12b kan være separate systemer som kommuniserer data mellom hverandre, eller de kan være delsystemer i et integrert system. Styresystemet 12a kan være innrettet for selektivt å aktivere den seismiske energikilden 14, mens registreringssystemet 12b kan være innrettet for å registrere de signalene som genereres av de seismiske sensorene (for eksempel de seismiske sensorene 20) som reaksjon på den seismiske energien som sendes inn i vannet og derved inn i undergrunnsformasjonene (for eksempel geologiske formasjoner) under vannbunnen. Registreringssystemet 12b kan videre også være innrettet for å bestemme og registrere den geodetiske posisjonen til de seismiske energikildene og antallet seismiske sensorer til enhver tid.

Kildeaktivering og signalregistrering ved hjelp av gruppen med seismiske sensorer, kan gjentas ved et antall tidspunkter mens fartøyet beveger seg gjennom vannet. Hver skuddregistrering kan innbefatte, for hver seismisk sensor, signaler som svarer til den seismiske energien som produseres av den seismiske energikilden.

De seismiske dataene som fremskaffes ved å utføre en seismisk undersøkelse og som er representative for jordas undergrunn, kan behandles for å gi informasjon vedrørende den geologiske strukturen og egenskapene til undergrunnsformasjonene i det undersøkte området. De behandlede seismiske dataene kan behandles ytterligere for visning og analyse av eventuelt hydrokarboninnhold i disse undergrunnsformasjonene.

Et mål med seismisk databehandling er å ekstrahere så meget informasjon som mulig fra disse dataene, vedrørende undergrunnsformasjonene for adekvat avbildning av den geologiske undergrunnen. For å identifisere steder i jordas undergrunn hvor det er sannsynlighet for å finne petroleumsansamlinger, blir det brukt store pengesummer på innsamling, behandling og tolkning av seismiske data. Prosessen med å konstruere reflektorflatene som definerer undergrunnslagene av interesse fra de registrerte seismiske dataene, gir en avbildning av jorda i dybde eller tid.

Bilder av strukturen til jordas undergrunn kan produseres for å gjøre det mulig for en tolker å velge de posisjonene som med størst sannsynlighet inneholder petroleumsreserver. For å verifisere forekomsten av petroleum, blir det vanligvis boret en brønn. Boring av brønner for å bestemme om petroleumsavsetninger er til stede eller ikke, er en uhyre kostbar og tidkrevende oppgave. Av den grunn er det fortsatt behov for å forbedre databehandlingen og visningen av de seismiske dataene, for å frembringe en avbildning av strukturen til jordas undergrunn som vil forbedre en tolkers mulighet, uansett om tolkningen blir gjort av en datamaskin eller et menneske, til å vurdere sannsynligheten for at en akkumulering av petroleum befinner seg ved en spesiell posisjon i jordas undergrunn. Behandlingen og visningen av innsamlede seismiske data letter mer nøyaktige beslutninger om og hvor det skal bores, og reduserer dermed risikoen for boring av tørre hull.

I samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen kan det tilveiebringes et geofysisk dataprodukt. Det geofysiske dataproduktet kan innbefatte geofysiske data, slik som bølgefeltdata, vinkelsamlere og/eller stakkede bilder, behandlet ved å bruke den teknikken som er beskrevet her og som er lagret på et ikke-flyktig, rørbart, datamaskinlesbart medium. Det geofysiske dataproduktet kan være produsert til sjøs (det vil si ved hjelp av utstyr på et fartøy), eller på land (det vil si ved et anlegg på land) enten i USA eller i et annet land. Hvis det geofysiske dataproduktet er produsert til sjøs eller i et annet land enn USA, kan det importeres til et anlegg på land i USA. Straks det er på land i USA, kan geofysisk analyse utføres på dataproduktet.

Figur 15 viser et forenklet eksempel på en datamaskinanordning 40 som kan brukes ved utførelse av behandlingstrinn som beskrevet i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen. Datamaskinanordningen 40 kan være utstyrt med utførbare instruksjoner for å gjennomføre de databehandlingsmetodene som er beskrevet her. Denne figuren viser bare et eksempel på en datamaskin som kan brukes til å utføre databehandlingsmetodene som er beskrevet her. Andre typer datamaskiner kan også benyttes, slik som multiprosessormaskiner, servermaskiner, nettberegning via datanett osv.

Datamaskinanordningen 40 kan innbefatte en prosessor 41, slik som for eksempel de som leveres fra Intel Corporation, Santa Clara, California. Datamaskinanordningen 40 kan ha et buss-system 43 som kommunikasjonsmessig forbinder dens forskjellige komponenter med hverandre. Datamaskinanordningen 40 kan innbefatte én eller flere brukerinnmatingsanordninger 42 (for eksempel tastatur, mus), en visningsskjerm 44 (for eksempel LCD, flatskjerm, CRT), en datanettgrensesnittanordning 45 (for eksempel en nettadapter, et modem), og et datalagringssystem som kan innbefatte én eller flere datalagringsanordninger 46 (for eksempel en harddisk-stasjon, et fastlager, en optisk platestasjon, et USB-minne) og et hovedlager 50 (for eksempel RAM).

I eksemplet som er vist på denne figuren, innbefatter hovedlageret 50 utførbar kode 52 og data 54 lagret i dette. Den utførbare koden 52 kan omfatte datamaskinlesbare programkode-komponenter (det vil si programvare-komponenter) som kan lastes fra datalagringsanordningen 46 til hovedlageret 50 for utførelse av prosessoren 41. Den utførbare koden 52 kan spesielt være innrettet for å utføre datamaskinimplementerte trinn i den fremgangsmåten som er beskrevet her.

Selv om oppfinnelsen er blitt beskrevet i forbindelse med et begrenset antall utførelsesformer, vil fagkyndige på området som har hatt anledning til å sette seg inn i denne beskrivelsen, forstå at det kan tenkes andre utførelsesformer som ikke avviker fra oppfinnelsens ramme slik den er beskrevet her. Omfanget av oppfinnelsen skal følgelig bare begrenses av de vedføyde patentkrav.

Claims (20)

Patentkrav

1. Teknologisk prosess for å identifisere en potensiell undergrunsstruktur under en vannmasse, hvor den teknologiske prosessen, karakterisert ved:

å fremskaffe (952) tredimensjonale seismiske sensordata;

å konstruere (954) oppadgående og nedadgående bølgefelter fra de tredimensjonale seismiske sensordataene ved å anvende bølgefeltseparasjon, hvor de oppadgående og nedadgående bølgefeltene omfatter multippelbølgefelter;

å ekstrapolere (955) de oppadgående og nedadgående bølgefeltene til en reflektorflate under en vannbunn;

å anvende (956) en avbildningsbetingelse ved reflektorflaten for å generere bilder som innbefatter informasjon fra multippelbølgefeltene;

å konstruere (958) vinkelsamlere der hver vinkelsamler er konstruert ved å samle de bildene som er generert ved å bruke multippelbølgefeltene for et område med belysningsvinkler;

å filtrere vinkelsamlerne for å dempe (960) fjernvinkelstøyen i vinkelsamlerne; og

å stakke (961) vinkelsamlerne for å danne et stakket bilde for å identifisere den potensielle undergrunnstrukturen under vannbunnen.

2. Prosess ifølge krav 1, hvor det stakkede bildet omfatter et etterstakket linjebilde.

3. Prosess ifølge krav 1, hvor det stakkede bildet omfatter en etterstakket dybdeskive.

4. Prosess ifølge krav 1, videre omfattende:

å justere (966) en modell ved å bruke vinkelsamlerne til å oppnå en justert modell; og

å gjenta ekstrapolerings- (955), anvendelses- (956), konstruksjons- (958) og stakkingstrinnene (961), hvor ekstrapoleringen (955) benytter den justerte modellen.

5. Prosess ifølge krav 1, hvor de tredimensjonale seismiske sensordataene blir fremskaffet ved å bruke en seismisk energikilde og en slept gruppe med flere streamere med et antall dobbeltsensoranordninger atskilt fra hverandre på hver streamer.

6. Prosess ifølge krav 5, hvor en antiparallell innsamlingsgeometri blir brukt til å fremskaffe de tredimensjonale seismiske sensordataene.

7. Prosess ifølge krav 1, hvor de tredimensjonale seismiske sensordataene blir fremskaffet ved å bruke flere passeringer med en seismisk energikilde og en streamer som har et antall dobbeltsensoranordninger atskilt fra hverandre på denne.

8. Prosess ifølge krav 1, hvor de tredimensjonale seismiske sensordataene innbefatter minst to målte komponenter.

9. Prosess ifølge krav 8, hvor de minst to målte komponentene omfatter trykk og en partikkelhastighet.

10. Prosess ifølge krav 1, hvor de oppadgående og nedadgående bølgefeltene omfatter både primære bølgefelter og multippelbølgefelter.

11. Prosess ifølge krav 1, hvor de tredimensjonale seismiske sensordataene innbefatter seismiske sensordata fra bølgefelter som beveger seg både i linjeretningen og tverrlinjeretningen, idet multippelbølgefeltene skyldes multiplikative hendelser som har gjennomgått et antall refleksjoner forut for deteksjon, og hvor belysningsvinklene omfatter polarvinkler av bølgefelter som faller inn på reflektorflaten.

12. Anordning for seismisk avbildning av en potensiell undergrunnsstruktur under en vannmasse, hvor anordningen er karakterisert ved:

et datalager (46, 50) som innbefatter et arbeidslager for lagring av datamaskinlesbar kode (52) og data (54);

en prosessor (41) innrettet for å utføre den datamaskinlesbare koden, hvor den datamaskinlesbare koden:

fremskaffer (952) tredimensjonale seismiske sensordata; konstruerer (954) oppadgående og nedadgående bølgefelter fra de tredimensjonale seismiske sensordataene ved å anvende bølgefeltseparasjon, hvor de oppadgående og nedadgående bølgefeltene omfatter multippelbølgefelter;

ekstrapolerer (955) de oppadgående og nedadgående bølgefeltene til en reflektorflate under en vannbunn;

anvender (956) en avbildningsbetingelse ved reflektorflaten for å generere bilder som innbefatter informasjon fra multippelbølgefeltene;

konstruerer (958) vinkelsamlere der hver vinkelsamler er konstruert ved samling av de bildene som er generert ved å bruke multippelbølgefeltene for et område av belysningsvinkler;

å filtrere vinkelsamlerne for å dempe (960) fjernvinkelstøyen i vinkelsamlerne; og

å stakke (961) vinkelsamlerne for å danne et stakket bilde for å identifisere den potensielle undergrunnstrukturen under vannbunnen.

13. Anordning ifølge krav 12, hvor den datamaskinlesbare koden

justerer (966) en modell ved å bruke de felles bildesamlerne til å fremskaffe en justert modell; og

gjentar ekstrapolering (955) av de oppadgående og nedadgående bølgefeltene til reflektorflaten under vannbunnen ved å bruke den justerte modellen, anvender (956) avbildningsbetingelsen ved reflektorflaten, konstruerer (958) vinkelsamlerne og stakker (961) vinkelsamlerne.

14. Anordning ifølge krav 12, hvor de tredimensjonale seismiske sensordataene blir fremskaffet ved å bruke en seismisk energikilde (14) og en slept gruppe med flere streamere (18) med et antall dobbeltsensoranordninger (20) atskilt fra hverandre på hver streamer.

15. Anordning ifølge krav 14, hvor en antiparallell innsamlingsgeometri blir brukt til å fremskaffe de tredimensjonale seismiske sensordataene.

16. Anordning ifølge krav 12, hvor de tredimensjonale seismiske sensordataene blir fremskaffet ved å bruke flere passeringer med en seismisk energikilde (14) og en streamer (18) som har et antall dobbeltsensoranordninger (20) atskilt fra hverandre på denne, og hvor de tredimensjonale seismiske sensordataene innbefatter minst to målte komponenter.

17. Anordning ifølge krav 16, hvor de minst to målte komponentene omfatter trykk og en partikkelhastighet.

18. Anordning ifølge krav 12, hvor de oppadgående og nedadgående bølgefeltene omfatter både primære bølgefelter og multippelbølgefelter.

19. Anordning ifølge krav 12, hvor de tredimensjonale seismiske sensordataene innbefatter seismiske sensordata fra bølgefelter som forplanter seg både i linjeretningen og tverrlinjeretningen, idet multippelbølgefeltene skyldes multiplikative hendelser som har gjennomgått et antall refleksjoner forut for deteksjon, og belysningsvinklene omfatter polarvinkler for bølgefelter som faller inn på reflektorflaten.

20. Minst ett rørbart, datamaskinlesbart lagringsmedium (46, 50) med ikke-flyktig, utførbar kode (52) lagret på mediet, som når den utføres ved hjelp av én eller flere prosessorer (41), karakterisert ved å utføre trinn som omfatter:

å fremskaffe (952) tredimensjonale seismiske sensordata;

å konstruere (954) oppadgående og nedadgående bølgefelter fra de tredimensjonale seismiske sensordataene ved å anvende bølgefeltseparasjon, hvor de oppadgående og nedadgående bølgefeltene omfatter multippelbølgefelter;

å ekstrapolere (955) de oppadgående og nedadgående bølgefeltene til en reflektorflate under en vannbunn;

å anvende (956) en avbildningsbetingelse ved reflektorflaten for å generere bilder som innbefatter informasjon fra multippelbølgefeltene;

å konstruere (958) vinkelsamlere der hver vinkelsamler blir konstruert ved å samle de bildene som er generert ved å bruke multippelbølgefeltene for et område av belysningsvinkler;

å filtrere vinkelsamlerne for å dempe (960) fjernvinkelstøyen i vinkelsamlerne; og

å stakke (961) vinkelsamlerne for å danne et stakket bilde for å identifisere den potensielle undergrunnstrukturen under vannbunnen.