NO792421L

NO792421L - MEASURES AND APPARATUS FOR SEISMIC INVESTIGATION

Info

Publication number: NO792421L
Application number: NO792421A
Authority: NO
Inventors: Francis Mons
Original assignee: Schlumberger Ltd
Priority date: 1978-07-24
Filing date: 1979-07-23
Publication date: 1980-01-25
Also published as: OA06305A; BR7904728A; IT1122233B; GB2029016A; AU4899879A; IT7924522A0; ES482236A1; FR2432177A1; NL7905698A

Abstract

" Fremgangsmåte og apparat for seismisk undersøkelse"."Method and apparatus for seismic survey".

Description

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte og et apparat for seismisk undersøkelse og profilering av undergrunnsformasjoner som gjennomtrenges av et borehull, og mer spesielt forbedrede fremgangsmåter og apparater for registrering ved forskjellige borehullsdybder og behandling av representasjoner av seismiske bølger som forplanter seg i undergrunnsformasjoner nær et bore- The invention relates to a method and an apparatus for seismic investigation and profiling of underground formations penetrated by a borehole, and more particularly improved methods and apparatus for recording at different borehole depths and processing representations of seismic waves propagating in underground formations near a borehole

hull for å tilveiebringe en vertikal seismisk profil.holes to provide a vertical seismic profile.

Seismiske undergrunnsteknikker som anvender både seismiske kilder og detektorer ved overflaten, har gjennomgått en stor utvikling de siste årene. En nylig oversikt over patenter på dette område kan finnes i "Technology Assessment andForecast-8th Report" (December 1977), utgitt av the U.S. Department of Commerce. Senere har borehullsregistrering av seismiske bølger utsendt fra overflaten, tillatt kalibrering av seismiske toveis løpetider til borehullsdybder. Denne kalibrering blir utført ved å sette et spesielt tilpasset seismisk apparat ved en kjent dybde. Etter at man har forsikret seg om at borehullsapparatet er sikkert fastspent i borehullet, blir den kabel som brukes til å senke apparatet, slakket for å minske muligheten for forplantningsbaner ned langs kabelen. En seismisk overflatekilde blir så aktivert til å sende seismiske bølger inn i de undergrunnsformasjonene som gjennomtrenges av borehullet. Overflatesignalet og kjennetegn for de seismiske bølgene som er mottatt ved noen få kontroll-punkter langs borehullet, blir registrert..Forplantningstiden mellom utsendelse og deteksjon av den seismiske bølgen blir bestemt ved kjente borehullsdybder. Denne tids- og dybde-informasjon tillater kalibrering av de tidsbaserte seismiske overflateprofiler i borehullsdybder svarende til dybdene for apparatet. Underground seismic techniques, which use both seismic sources and detectors at the surface, have undergone great development in recent years. A recent record of patents in this area can be found in "Technology Assessment and Forecast-8th Report" (December 1977), published by the U.S. Department of Commerce. Later, borehole recording of seismic waves emitted from the surface has allowed the calibration of seismic two-way travel times to borehole depths. This calibration is carried out by placing a specially adapted seismic device at a known depth. After ensuring that the downhole apparatus is securely clamped in the borehole, the cable used to lower the apparatus is slackened to reduce the possibility of propagation paths down the cable. A seismic surface source is then activated to send seismic waves into the underground formations penetrated by the borehole. The surface signal and characteristics of the seismic waves received at a few control points along the borehole are recorded. The propagation time between sending and detection of the seismic wave is determined at known borehole depths. This time and depth information allows calibration of the time-based seismic surface profiles at borehole depths corresponding to the depths of the instrument.

Andre informasjoner som er oppnådd ved kjente borehullsdybder, kan nå integreres i de kalibrerte seismiske profiler. Other information obtained at known borehole depths can now be integrated into the calibrated seismic profiles.

For eksempel kan borehullslogger opptatt som funksjon av dybden, omdannes til tidsbasisen for den seismiske profilen. Formasjons-karakteristikker som er til stede både på de seismiske profilene og borehullsloggene, kan derfor forbindes. Disse forbindelser er imidlertid ofte uklare, f.eks. kan ikke en spesiell hastighets- eller tetthetsforandring som er synlig på en borehullslogg, forbindes med en spesiell refleksjon som er til stede på den seismiske profilen. For example, borehole logs recorded as a function of depth can be converted to the time base for the seismic profile. Formation characteristics that are present on both the seismic profiles and the borehole logs can therefore be connected. However, these connections are often unclear, e.g. cannot a particular velocity or density change visible on a borehole log be associated with a particular reflection present on the seismic profile.

Det er derfor et formål med foreliggende oppfinnelseIt is therefore an object of the present invention

å tilveiebringe en seismisk undersøkelsesteknikk som har en direkte forbindelse mellom seismiske profiler frembragt fra signaler opptatt ved overflaten og signaler opptatt i borehullet. to provide a seismic survey technique that has a direct connection between seismic profiles produced from signals acquired at the surface and signals acquired in the borehole.

En fremgangsmåte til å forbinde borehulls-signaler med seismiske signaler, anvender borehullslogger, hovedsakelig hastighets-, tetthets- og i den senere tid fallmålingslogger, til å frembringe et syntetisk seismogram. Denne teknikk er beskrevet i US-patentsøknad nr. 558.832 inngitt 17. mars 1975. Kort for-talt blir det utledet refleksjonskoeffisienter som funksjon av dybden fra hastighets- og/eller tetthetslogger fra borehullet, A method for connecting borehole signals with seismic signals uses borehole logs, mainly velocity, density and more recently dip measurement logs, to produce a synthetic seismogram. This technique is described in US Patent Application No. 558,832 filed on March 17, 1975. Briefly, reflection coefficients are derived as a function of depth from velocity and/or density logs from the borehole,

og hastighetsloggen blir integrert og kanskje periodisk kalibrert ved hjelp av de ovennevnte kontrollavfyringer for å tilveiebringe løpetider. Et kildekjennetegn blir så valgt ut og innpasset i refleksjonsdybdene og løpetidsinformasjonen for å frembringe en syntetisk seismisk profil ved borehullet. Når det anvendes fall-informasjoner, kan denne profil utvides bort fra borehullet i enhver spesifisert retning.Beskaffenheten av avtegningene avhenger imidlertid av de antatte kilde-egenskapene. Dette sammen med begrensninger av andre opplysninger, tillater realistisk syn-tetisering bare av seismiske bølger som forplanter seg nedover. For eksempel tilveiebringer ikke de ovennevnte borehullslogger nødvendige opplysninger for å syntetisere seismiske signaler som er reflektert fra undergrunnsformasjoner under bunnen av borehullet. and the velocity log is integrated and perhaps periodically calibrated using the above control firings to provide run times. A source characteristic is then selected and fitted to the reflection depths and duration information to produce a synthetic seismic profile at the borehole. When dip information is used, this profile can be extended away from the borehole in any specified direction. However, the nature of the markings depends on the assumed source properties. This, together with limitations of other information, allows realistic synthesis only of downward propagating seismic waves. For example, the above-mentioned borehole logs do not provide the necessary information to synthesize seismic signals reflected from underground formations below the bottom of the borehole.

Det er derfor et annet formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en vertikal seismisk undersøkelsesteknikk som anvender karakteristikker ved virkelige seismiske bølger mottatt i borehullet etter forplantning nedover gjennom undergrunnsformasjoner gjennomtrengt av borehullet, for så å trenge gjennom disse formasjoner og reflekteres oppover og igjen passere gjennom disse formasjoner for å bli mottatt ved et senere tidspunkt ved den samme dybde i borehullet. It is therefore another object of the present invention to provide a vertical seismic survey technique that uses characteristics of real seismic waves received in the borehole after propagation downwards through underground formations penetrated by the borehole, then penetrates these formations and is reflected upwards and again passes through these formations to be received at a later time at the same depth in the borehole.

Én metode for seismisk undersøkelse som direkte utnytter registreringer av seismiske bølger mottatt i borehullet ved forskjellige dybder, erkarakterisertsom vertikal seismisk profilering eller VSP. Et seismisk apparat anordnet for bruk i borehullet blir innstilt som beskrevet ovenfor i forbindelse med teknikken for tid-til-dybde-kalibrering eller seismisk referanse-avfyring. Mange flere innstillinger blir imidlertid anvendt ved dybdenivåer systematisk adskilt med konstante dybdemellomrom på kanskje 10 meter eller mer fra hverandre. Ved hver dybde blir et seismisk signal utsendt ved overflaten for å forplante seg i undergrunnsformasjonene nedover mot borehullsapparatet hvor det blir mottatt og registrert som en funksjon av tiden. I motsetning til ved kalibreringsavfyringer>blir imidlertid nå tiden for hver registrering utvidet godt utover det første mottagelsestidspunktet for bølgen som forplanter seg nedover, slik at bølger med forskjellige forplantningsmodi og multipler av disse også blir registrert. One method of seismic survey that directly utilizes records of seismic waves received in the borehole at various depths is characterized as vertical seismic profiling or VSP. A seismic apparatus arranged for use in the borehole is set up as described above in connection with the technique of time-to-depth calibration or seismic reference firing. However, many more settings are used at depth levels systematically separated by constant depth intervals of perhaps 10 meters or more apart. At each depth, a seismic signal is emitted at the surface to propagate in the subsurface formations downward towards the borehole apparatus where it is received and recorded as a function of time. Unlike with calibration firings> however, the time for each recording is now extended well beyond the first reception time of the downward propagating wave, so that waves with different modes of propagation and multiples thereof are also recorded.

I noen tilfeller er de registrerte tidsintervallene lange nok til å tillate registrering av bølger som forplanter seg nedover forbi registreringsdybden og deretter reflekteres for så å forplante seg oppover til borehullsapparatet. Disse reflekterte bølger representerer informasjoner om forekomst og posisjon av en formasjonsreflektbr langt under borehullapparatets dybde og endog under bunnen av borehullet. Følgelig er muligheten til å detektere og gjenkjenne disse bølgene som forplanter seg oppover, meget viktig ved VSP-undersøkelser. In some cases, the recorded time intervals are long enough to allow the recording of waves that propagate downward past the recording depth and are then reflected to propagate upward to the downhole apparatus. These reflected waves represent information about the occurrence and position of a formation reflector far below the depth of the borehole apparatus and even below the bottom of the borehole. Consequently, the ability to detect and recognize these upward propagating waves is very important in VSP investigations.

Målingen av bølger som forplanter seg oppover i borehullet gir en fordel over seismiske overflatemålinger ved at tapet av signalstyrken på grunn av forplantningsveien og refleksjons-tapene blir minsket ved at en del av tilbakeveien til overflaten unngås. Borehullsmålinger har imidlertid den ulempe at bølger som forplanter seg nedover, og som har mye mindre interesse, også har kortere og mer tapsfrie.forplantningsbaner - bare én vei i tilfellet med borehullsmålingen - og interfererer følgelig sterkt med de svakere signalene som forplanter seg i retning oppover. I mange tilfeller er de oppadgående signaler tilsynelatende borte ved grunnere dybder ettersom de ankommer senere og senere i regi streringene. Disse svake signalene blir videre skjult av bølger som fremdeles forplanter seg nedover, vanligvis forsinkede multipler av tidligere ankomster. Sporing av oppadgående modi ut fra tendenser som er fastslått fra dypere registreringer hvor iden-tifikasjon av de oppadgående modi er lettere, blir videre kompli-sert av forskyvninger i innrettingen. The measurement of waves propagating upwards in the borehole provides an advantage over seismic surface measurements in that the loss of the signal strength due to the propagation path and the reflection losses are reduced by avoiding part of the return path to the surface. Borehole measurements, however, have the disadvantage that waves propagating downwards, which are of much less interest, also have shorter and more lossless propagation paths - only one way in the case of the borehole measurement - and consequently interfere strongly with the weaker signals propagating in the upward direction . In many cases, the upward signals are apparently lost at shallower depths as they arrive later and later in the records. These weak signals are further obscured by waves still propagating downward, usually delayed multiples of earlier arrivals. Tracking of upward modes based on tendencies established from deeper recordings where identification of the upward modes is easier, is further complicated by shifts in alignment.

Det er derfor et ytterligere formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en vertikal seismisk undersøkelses-og profileringsteknikk som vil styrke gjenkjennelsen av svake, oppadgående seismiske bølgemodi til tross for tilstedeværelsen av sterkere nedadgående forplantningsmodi. It is therefore a further object of the present invention to provide a vertical seismic survey and profiling technique which will enhance the recognition of weak, upward seismic wave modes despite the presence of stronger downward propagation modes.

En måte å styrke den senere delen av seismiske registreringer på, er å øke forsterkningen med økende tid og dermed kompen-sere noe for de lengre løpebaner som er forbundet med den senere ankomsttiden. Hvis forholdsvis udempede nedadrettede forplantningsmodi imidlertid fremdeles er til stede ved senere tids-punkter, f.eks. slike som stammer fra "ringing" av kildesignalene mellom havoverflaten og havbunnen ved undersøkelser til havs, vil også disse bli forsterket. Den anvendte forsterkningsteknikk bør derfor fortrinnsvis diskriminere mot modi som forplanter seg i én retning, mens modi som forplanter seg i motsatt retning fremheves, uavhengig til hvilken tid de opptrer. One way to strengthen the later part of seismic registrations is to increase the amplification with increasing time and thus compensate somewhat for the longer paths associated with the later arrival time. If, however, relatively undamped downward propagation modes are still present at later time points, e.g. such as originate from "ringing" of the source signals between the sea surface and the seabed during surveys at sea, these will also be amplified. The amplification technique used should therefore preferentially discriminate against modes that propagate in one direction, while modes that propagate in the opposite direction are emphasized, regardless of the time at which they appear.

Følgelig er det et ytterligere formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en teknikk for vertikal seismisk undersøkelse og profilering som fortrinnsvis undertrykker seismiske bølger som beveger seg i en gitt retning og forsterker seismiske bølger som forplanter seg i motsatt retning av den gitte. Accordingly, it is a further object of the present invention to provide a technique for vertical seismic surveying and profiling which preferentially suppresses seismic waves traveling in a given direction and amplifies seismic waves propagating in the opposite direction to that given.

Som påpekt i boken "Vertical SeismicProfiling", av E.L.Gal'perin, oversatt av A.J. Hermont og redigert avJ.E. White for The Soc. of ExplorationGeophysicists, s. 27, spalte 1, er det kjent at for pålitelig bølgekorrelasjon, bør ikke fasedreihingen mellom nabopunkter overstige omkring 1/3 av bølgelengden. Siden hastigheten varierer, kan mellomrommene mellom punktene velges på forhånd fra elektriske borehullsloggkurver og fra en generell for-ståelse av tverrsnittet. As pointed out in the book "Vertical SeismicProfiling", by E.L.Gal'perin, translated by A.J. Hermont and edited by J.E. White for The Soc. of ExplorationGeophysicists, p. 27, column 1, it is known that for reliable wave correlation, the phase shift between neighboring points should not exceed about 1/3 of the wavelength. Since the velocity varies, the spaces between the points can be selected in advance from electrical borehole log curves and from a general understanding of the cross section.

Mens denne dybdeintervallantydningen kan sikre at innstillingspunktene er nær nok til å møte kriteriet på 1/3 bølge-lengde, tilveiebringer den ikke den betydelige fordel som er funnet ved nøyaktig å bestemme hastigheten i undergrunnsformasjonen mellom de foreslåtte punkter, noe som bare kan gjøres ved hjelp av direkte målinger av hastigheten, f.eks. ut fra en akustisk logg eller fra seismiske målinger foretatt ved nærliggende punkter, While this depth interval suggestion can ensure that the set points are close enough to meet the 1/3 wavelength criterion, it does not provide the significant advantage found in accurately determining the velocity of the subsurface formation between the suggested points, which can only be done using of direct measurements of the speed, e.g. from an acoustic log or from seismic measurements made at nearby points,

og ved å bruke disse hastighetsmålingene til å bestemme et nøy-aktig dybdeintervall mellom innstillingspunktene som står i forbindelse med en valgt og logisk del av en observert virkelig bølge, idet den delen har egenskaper som fremhever og forenkler behandling av de registrerte seismiske bølgene. and using these velocity measurements to determine an accurate depth interval between the setpoints associated with a selected and logical portion of an observed real wave, that portion having characteristics that highlight and facilitate processing of the recorded seismic waves.

Hovedformålet med foreliggende oppfinnelse er følgeligThe main purpose of the present invention is consequently

å tilveiebringe en vertikal seismisk undersøkelsesteknikk som optimalt utnytter bølgeperiode-, bølgelengde- og hastighets-karakteristikker for de seismiske bølger som mottas ved en dybde, til å regulere dybdeintervallet mellom naboregistreringspunkter på en slik måte at registreringene kan behandles i felten ved bruk av forholdsvis ukomplisert elektronikk for å frembringe vertikale seismiske profilspor som er betydelig bedre enn selve registreringene ved at de frembragte spor fortrinnsvis undertrykker seismiske bølger som forplanter seg i en retning, mens seismiske bølger som forplanter seg i motsatt retning forsterkes. to provide a vertical seismic survey technique that optimally utilizes wave period, wavelength and velocity characteristics of the seismic waves received at a depth to regulate the depth interval between neighboring recording points in such a way that the recordings can be processed in the field using relatively uncomplicated electronics to produce vertical seismic profile traces that are significantly better than the recordings themselves in that the produced traces preferentially suppress seismic waves propagating in one direction, while seismic waves propagating in the opposite direction are amplified.

Disse og andre formål og fordeler med oppfinnelsen blir oppnådd ved å utsende periodiske seismiske signaler som medfører forplantning av bølger i undergrunnsformasjoner som er gjennomtrengt av et borehull. De seismiske bølger i formasjoner nær borehullet blir mottatt og deres representasjoner registrert ved bestemte borehullsdybder for å danne en vertikal seismisk profil.Registreringen av representasjoner av seismiske bølger blir foretatt ved dybdenivåer som varieres ved å bestemme dybdenivåer som svarer til et tidsintervall avhengig av ehvalgt del av en seismisk bølge som forplanter seg i formasjonen og dens hastighet. These and other objects and advantages of the invention are achieved by emitting periodic seismic signals which cause the propagation of waves in underground formations penetrated by a borehole. The seismic waves in formations close to the borehole are received and their representations recorded at specific borehole depths to form a vertical seismic profile. The recording of representations of seismic waves is made at depth levels that are varied by determining depth levels corresponding to a time interval depending on a selected part of a seismic wave propagating in the formation and its velocity.

I en form av oppfinnelsen blir det ovennevnte tidsintervall bestemt ut fra hastighetsinformasjoner .utledet, fra'-det" samme borehullet, profilering blir utført ved å kombinere registreringer fra dybdenivåer som er adskilt med dette tidsintervallet In one form of the invention, the above time interval is determined from velocity information derived from the same borehole, profiling is performed by combining records from depth levels separated by this time interval

ved bruk av tilsvarende forsinkelser og forplantningsretningen til å frembringe spor eller opptegninger som fortrinnsvis undertrykker seismiske bølger som forplanter seg i en retning, mens de som forplanter seg i en motsatt retning automatisk forsterkes. using corresponding delays and the direction of propagation to produce traces or records that preferentially suppress seismic waves propagating in one direction, while those propagating in an opposite direction are automatically amplified.

I en annen utførelsesform av oppfinnelsen blir en vertikal seismisk profil registrert ved også å bruke dette tidsintervallet for tidsmålestokken mellom sporene eller opptegningene. In another embodiment of the invention, a vertical seismic profile is recorded by also using this time interval for the time scale between the traces or the records.

Opptegningene blir tilveiebragt ved å kombinere registreringerThe records are provided by combining registrations

fra dybdenivåer som er adskilt med dybdeintervaller svarende til tidsintervallet for en kvart bølgelengde av en valgt forplantningsmodus i formasjonen nær borehullet.Kombineringen utnytter også forsinkelser som står i forhold til denne kvartbølgelengdé-tiden for å frembringe foretrukket undertrykkelse av seismiske bølger som forplanter seg i en retning og automatisk forsterkning av bølger som forplanter seg i den motsatte retningen.Utnyttel-sen av tiden for en kvart bølgelengde for bestemmelse av dybdeintervallet mellom registreringsdybder, den tilsvarende forsinkelse i disse kombinerte registreringene og tidsmålestokken mellom de vertikale seismiske profilopptegningene, forenkler i betydelig grad behandling og frembringelse av den vertikale seismiske profilen på stedet. from depth levels separated by depth intervals equal to the time interval of a quarter wavelength of a selected propagation mode in the formation near the borehole. The combination also utilizes delays proportional to this quarter wavelength time to produce preferential suppression of seismic waves propagating in one direction and automatic amplification of waves propagating in the opposite direction. The use of the time for a quarter wavelength for determining the depth interval between recording depths, the corresponding delay in these combined recordings and the time scale between the vertical seismic profile recordings, greatly simplifies processing and generation of the vertical seismic profile at the site.

Disse trekk og fordeler ved oppfinnelsen er mer full-stendig forklart i den følgende detaljerte beskrivelse i forbindelse med de vedføyde tegninger, der: Figur IA er en skjematisk skisse av et seismisk under-søkelsesapparat for et borehull»Figur lB illustrerer et apparat for å bestemme borehulls-dybdeintervaller og dybdenivåer for registrering av seismiske bølger i et borehull i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen; Figur 2 representerer skjematisk mulige baner for seismiske bølger fra en overflateutsendelse og deres forplantning gjennom undergrunnsformasjonene nær et borehull til to forskjellige dybdenivåer» Figur 3 representerer skjematisk seismiske bølgeformer som blir mottatt og ved forskjellige trinn i behandlingen og registreringen i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen»og Figur 4 er et blokkskjema som illustrerer en utførelses-form av oppfinnelsen. These features and advantages of the invention are more fully explained in the following detailed description in connection with the attached drawings, in which: Figure IA is a schematic sketch of a seismic survey apparatus for a borehole" Figure 1B illustrates an apparatus for determining borehole depth intervals and depth levels for recording seismic waves in a borehole in accordance with an embodiment of the invention; Figure 2 schematically represents possible paths for seismic waves from a surface emission and their propagation through the subsurface formations near a borehole to two different depth levels" Figure 3 schematically represents seismic waveforms received and at different stages of processing and recording according to an embodiment of the invention" and Figure 4 is a block diagram illustrating an embodiment of the invention.

I en spesiell utførelsesform av oppfinnelsen som er illustrert på fig. IA, blir oppfinnelsen anvendt ved undersøkelse av undergrunnsformasjoner under havet. Som forklart i det følgende kan imidlertid oppfinnelsen også tilpasses undersøkelser på land ved å bruke velkjente passende seismiske signalkilder. In a particular embodiment of the invention which is illustrated in fig. IA, the invention is used in the investigation of underground formations under the sea. As explained in the following, however, the invention can also be adapted to surveys on land by using well-known suitable seismic signal sources.

Installasjonen for bruk til havs som er vist på fig. IA, omfatter hovedsakelig en boreplattform 11 anbragt over et borehull 12 som trenger gjennom undergrunnsformasjoner 13. En seismisk signalkilde 10 er nedsenket i havet 18 og opphengt i en bøye 20.Kilden omfatter i denne anvendelsen, en kjent luftkanon 10 om-fattende et kammer forsynt med komprimert luft under høyt trykk som blir hurtig utladet ved å åpne en frigjøringsvenfcil. Av-fyringen av denne kanon kan styres elektrisk fra et fjerntliggende sted og gir opphav til en seismisk bølge med høy intensitet som har kjent bølgeform og frekvensspektrum. pseudo-perioden T for den utsendte seismiske bølgen avhenger av den kilde som brukes. The offshore installation shown in fig. IA, mainly comprises a drilling platform 11 placed above a borehole 12 which penetrates through underground formations 13. A seismic signal source 10 is submerged in the sea 18 and suspended in a buoy 20. The source comprises in this application, a known air cannon 10 comprising a chamber provided with compressed air under high pressure which is quickly discharged by opening a release valve. The firing of this cannon can be controlled electrically from a remote location and gives rise to a seismic wave of high intensity which has a known waveform and frequency spectrum. the pseudo-period T of the emitted seismic wave depends on the source used.

I henhold til trekk ved foreliggende oppfinnelse vil imidlertid pseudo-perioden T av seismiske undergrunnsbølger avhenge av ytterligere faktorer. According to features of the present invention, however, the pseudo-period T of seismic underground waves will depend on additional factors.

Når en utsendt seismisk bølge gjennomtrenger formasjonene, virker disse formasjoner som frekvensfiltre som i større eller mindre utstrekning absorberer visse frekvenser i frekvensspekteret til bølgene som utsendes av kilden ved overflaten.Betraktes den formen av bølgene som leveres av luftkanonen lo og mottas av en mottager 14 nede i hullet, kan seismiske bølger som når nivået for mottageren tilnærmet også anses som pseudo-periodiske, og de har en periode som står i forbindelse med perioden T. Det foretrekkes imidlertid at perioden T som utnyttes i henhold til foreliggende oppfinnelse, blir bestemt fra seismiske bølger som har gjennomløpt den forholdsvis lange banen mellom overflatekiIden og mottageren nede i borehullet og derfor er underkastet den nevnte selektive frekvensabsorpsjon og videre begrensningene ved den spesielle mottageren som benyttes for registrering av disse bølgene nede i borehullet. When an emitted seismic wave penetrates the formations, these formations act as frequency filters which to a greater or lesser extent absorb certain frequencies in the frequency spectrum of the waves emitted by the source at the surface. Considering the shape of the waves delivered by the air cannon lo and received by a receiver 14 below in the hole, seismic waves that reach the level of the receiver can also be considered pseudo-periodic, and they have a period that is related to the period T. However, it is preferred that the period T utilized according to the present invention is determined from seismic waves that have traveled the relatively long path between the surface key and the receiver down the borehole and are therefore subject to the aforementioned selective frequency absorption and further the limitations of the special receiver used for recording these waves down the borehole.

Pseudo-perioden T, slik den er definert for bruk i oppfinnelsen, er tidsintervallet mellom to påfølgende ekstremverdier med samme fortegn eller null-gjennomganger i samme retning, f.eks. av en mottatt bølgeform ved en gitt borehullsdybde. pseudo-perioden som anvendes i foreliggende oppfinnelse blir fortrinnsvis bestemt ut fra de første delene av den mottatte bølgeformen og dermed den første kompresjonsmodus som forplanter seg i retning nedover. Den nedadgående kompresjonsmodus vil bli brukt her som en illustrasjon, men det skal bemerkes at oppfinnelsen kan tilpasses for bruk med en pseudo-periode bestemt fra andre forplantningsmodi, slik som skjærmodusen som ankommer noe etter den første kompresjonsmodusen, eller rørbølgemodusen som kan ankomme enda senere, men overstiger tidligere ankommende modi i amplityde. Det skal også bemerkes at den forplantningsmodus fra hvilken pseudo-perioden T blir bestemt, ikke behøver å være begrenset til en modus som forplanter seg i retning nedover. The pseudo-period T, as defined for use in the invention, is the time interval between two consecutive extreme values with the same sign or zero crossings in the same direction, e.g. of a received waveform at a given borehole depth. the pseudo-period used in the present invention is preferably determined from the first parts of the received waveform and thus the first compression mode which propagates in the downward direction. The downward compression mode will be used here as an illustration, but it should be noted that the invention can be adapted for use with a pseudo-period determined from other propagation modes, such as the shear mode which arrives somewhat after the first compression mode, or the tube wave mode which may arrive even later, but exceeds previously arriving modes in amplitude. It should also be noted that the mode of propagation from which the pseudo-period T is determined need not be limited to a mode that propagates in a downward direction.

Pseudo-perioden for en detektert seismisk bølge kan bestemmes fortrinnsvis ved å analysere bølgen som mottas ved et gitt dybdenivå, f.eks. den første borehullsdybden. Det blir foretrukket at denne første dybden er lokalisert innenfor et totalt borehullsmåleintervall som brukes forVSP. The pseudo-period of a detected seismic wave can preferably be determined by analyzing the wave received at a given depth level, e.g. the first borehole depth. It is preferred that this first depth is located within a total borehole measurement interval used for VSP.

VSP-måleintervallet som omfatter alle de påfølgende dybdenivåer for en komplett registrering av en VSP, er lite (noen få hundre meter) sammenlignet med den underjordiske dybden av mottageren 14 (fra 2000til 4000meter).Forandringer i pseudo-perioden overVSP-måleintervallet vil derfor være liten sammenlignet med forandringene i pseudo-perioden indusert av den totale forplantningsbanen for den seismiske bølgen' fra kilden til mottageren . The VSP measurement interval that includes all the successive depth levels for a complete recording of a VSP is small (a few hundred meters) compared to the underground depth of the receiver 14 (from 2000 to 4000 meters). Changes in the pseudo-period over the VSP measurement interval will therefore be small compared to the changes in the pseudo-period induced by the total propagation path of the seismic wave' from the source to the receiver.

Registreringen av vertikale seismiske profiler kan f.eks. utføres mellom dybder på 2850 og 3250 meter, og således over et måleintervall på over 400 meter, som er kort sammenlignet med forplantningsbanen fra overflaten til dybden på 2500 meter. Generelt vil pseudo-perioden av den detekterte seismiske bølgen som registreres over dette korte intervallet, ikke variere vesentlig under registreringen av den vertikale seismiske profilen, pseudo-perioden vil imidlertid variere under visse omstendigheter, som f.eks. nå: hastigheten i undergrunnsformasjonene nær borehullet er meget forskjellig fra ett nivå til det neste, og/eller når måleintervallet for den seismiske profilen er meget langt, i dette tilfelle er det en fordel å kjenne variasjonene i pseudo-perioden for de detekterte bølgene over dette intervallet. Dette kan oppnås ved å måle tiden mellom to påfølgende korresponderende punkter på påfølgende perioder av en mottatt seismisk bølge. The registration of vertical seismic profiles can e.g. is carried out between depths of 2850 and 3250 metres, and thus over a measurement interval of over 400 metres, which is short compared to the propagation path from the surface to the depth of 2500 metres. In general, the pseudo-period of the detected seismic wave recorded over this short interval will not vary significantly during the recording of the vertical seismic profile, however, the pseudo-period will vary under certain circumstances, such as now: the velocity in the subsurface formations near the borehole is very different from one level to the next, and/or when the measurement interval of the seismic profile is very long, in this case it is advantageous to know the variations in the pseudo-period of the detected waves over this the interval. This can be achieved by measuring the time between two successive corresponding points on successive periods of a received seismic wave.

I tilfelle boring på land, blir den seismiske kilden anbragt ved overflaten nær borehullet.F.eks. kan kilden anbringes i et grunt hull som er boret i overflaten, eller når en passende borehullskilde er tilgjengelig, kan denne anbringes i det samme borehullet som mottageren. In the case of drilling on land, the seismic source is placed at the surface near the borehole. E.g. the source can be placed in a shallow hole drilled in the surface, or when a suitable borehole source is available, it can be placed in the same borehole as the receiver.

Mottageren 14 nede i hullet, vist på fig. IA, kan væreThe receiver 14 down in the hole, shown in fig. IA, can be

en geofon eller en hydrofon anordnet i et passende borehulls-apparat.Mottageren 14 blir hevet og senket i borehullet 12 ved a geophone or a hydrophone arranged in a suitable borehole apparatus. The receiver 14 is raised and lowered in the borehole 12 by

hjelp av en kabel 15 som løper over skiver festet til boreriggen 9 for å' muliggjøre styrt bevegelse av mottageren 14 i borehullet 12. Elektriske ledere i kabelen 15 tillater overføring av seismiske signaler mottatt av mottageren 14 til ytterligere utstyr på overflaten. Mottageren 14 er vanligvis konstruert for fastspenning eller mekanisk kobling til borehullsveggen på en eller annen måte for å lette deteksjon av de seismiske bølgene som når den.Kilden 10blir i likhet med mottageren 14 styrt fra overflateutstyret 16 via en elektrisk kabel 8. Det er også tilveiebragt konvensjonelle midler i overflateutstyret 16 for å bestemme dybden i borehullet av det apparat som inneholder mottageren 14. using a cable 15 that runs over washers attached to the drilling rig 9 to enable controlled movement of the receiver 14 in the borehole 12. Electrical conductors in the cable 15 allow transmission of seismic signals received by the receiver 14 to additional equipment on the surface. The receiver 14 is usually designed for clamping or mechanical coupling to the borehole wall in some way to facilitate detection of the seismic waves reaching it. The source 10, like the receiver 14, is controlled from the surface equipment 16 via an electrical cable 8. It is also provided conventional means in the surface equipment 16 to determine the depth in the borehole of the apparatus containing the receiver 14.

En referanseføler 17, slik som en hydrofon, som er ned-dykket i sjøen 10, er opphengt i en kran 19 ved anvendelser til havs, men føleren 17 kan like godt benyttes ved undersøkelser på land. Referanseføleren 17 gjør det mulig å levere til overflateutstyret 16 et seismisk referansesignal i den form det utsendes ved overflaten.Referansesignalet blir brukt til å verifisere korrekt drift og anbringelse av luftkanonen 10. Det tjener også som et felles start-tidspunkt for registrering av de seismiske bølgene nede i hullet. Denne referanseføleren og det tilhørende signalet er imidlertid ikke nødvendig, idet tidsreferansesignalet som brukes til å utløse det seismiske signalet, kan brukes som startpunkt, dvs. en felles tid lik null referanse for registrering av bølgene i hullet. A reference sensor 17, such as a hydrophone, which is submerged in the sea 10, is suspended in a crane 19 for applications at sea, but the sensor 17 can just as well be used for investigations on land. The reference sensor 17 makes it possible to deliver to the surface equipment 16 a seismic reference signal in the form it is emitted at the surface. The reference signal is used to verify correct operation and placement of the air cannon 10. It also serves as a common starting time for recording the seismic waves down the hole. However, this reference sensor and the associated signal are not necessary, as the time reference signal used to trigger the seismic signal can be used as a starting point, i.e. a common time equal to zero reference for recording the waves in the hole.

Figur lB illustrerer mer detaljert fremgangsmåten og apparatet som brukes for vertikal seismisk undersøkelse. Overflateutstyret 16 inneholder i henhold til tidligere kjent teknikk, en trommel 110for lagring og oppvikling av kabelen 15 som brukes til å heve og senke det seismiske apparatet i borehullet som inneholder mottageren 14. Trommelen 110blir drevet ved hjelp av et drev 112 av en passende mekanisk kraftenhet, ikke vist, styrt av en operatør som observerer borehullsdybdene for mottageren 14 på en dybdemåler 114 som via en elektrisk eller mekanisk drivanord-ning 116 er forbundet med en kabelmåle-enhet 118 som er mekanisk koblet til kabelen 15. Ved en første borehullsdybde, vanligvis nær bunnen av borehullet som vist ved 100 på fig. IB, stopper og fastspenner operatøren det seismiske apparatet i borehullet via Figure 1B illustrates in more detail the procedure and apparatus used for vertical seismic surveying. The surface equipment 16 contains, according to prior art, a drum 110 for storing and winding the cable 15 which is used to raise and lower the seismic apparatus in the borehole containing the receiver 14. The drum 110 is driven by means of a drive 112 of a suitable mechanical power unit , not shown, controlled by an operator who observes the borehole depths for the receiver 14 on a depth gauge 114 which is connected via an electrical or mechanical drive device 116 to a cable measuring unit 118 which is mechanically connected to the cable 15. At a first borehole depth, usually near the bottom of the borehole as shown at 100 in fig. IB, the operator stops and clamps the seismic device in the borehole via

et elektrisk signal som sendes ned lederne i kabelen 15. Signaler fra apparatet blir også returnert via kabelen 15, slepering- an electrical signal that is sent down the conductors in the cable 15. Signals from the device are also returned via the cable 15, slip ring-

kollektor 120 og kabel .122 til overflateregistreringsanordningen 44. collector 120 and cable .122 to the surface registration device 44.

Når registreringssystemet er klargjort, bruker operatøren avfyringsstyringen 124 til å aktivere overflatekilden 10 via kabel 8A. Som diskutert i forbindelse med fig. IA, kan et over-flatereferansesignal mottatt via kabel 8B fra geofonen 12 også registreres av registreringsanordningen 44. Registreringen kan være i form av en analog opptegning som funksjon av tiden som viser en avfyringstidsreferanse S overlagret på mottagersignalet nede fra borehullet.Avfyringsreferansetiden blir normalt fulgt av en stille periode og så av den første ankomsten som forplanter seg direkte fra kilden gjennom undergrunnsformasjonene til mottageren nede i hullet. Siden mottagerdybden som tilveiebringes av dybdemåleren 114, er kjent, kan dybden forbindes med tiden mellom SQ og den direkte ankomsten. Denne enveis løpetiden er nyttig når det gjelder å tids- og dybde-kalibrere både den vertikale seismiske profilen og enhver seismisk overflateprofil som finnes. Once the recording system is ready, the operator uses the firing control 124 to activate the surface source 10 via cable 8A. As discussed in connection with FIG. IA, a surface reference signal received via cable 8B from the geophone 12 can also be recorded by the recording device 44. The recording can be in the form of an analogue plot as a function of time showing a firing time reference S superimposed on the receiver signal from down the borehole. The firing reference time is normally followed by a quiet period and then of the first arrival which propagates directly from the source through the underground formations to the receiver down the hole. Since the receiver depth provided by depth gauge 114 is known, the depth can be related to the time between SQ and the direct arrival. This one-way duration is useful when it comes to time- and depth-calibrating both the vertical seismic profile and any surface seismic profile that exists.

Vanligvis følger ytterligere seismiske bølgemodi den første ankomsten som fremdeles ankommer ved tider opp til flere sekunder etter overflateutsendelsen fra kilden 10.Kilden for noen av disse bølgene vil bli beskrevet nærmere i forbindelse med fig. 2. Typically, additional seismic wave modes follow the first arrival which still arrive at times up to several seconds after the surface emission from the source 10. The source of some of these waves will be described in more detail in connection with FIG. 2.

Det er vanskelig å identifisere de forskjellige forplantningsmodi fra en enkelt opptegning. Følgelig vil det være nød-vendig med ytterligere opptegninger fra forskjellige kjente dybder. Operatøren av overflateutstyret vil løsne og bevege borehullsapparatet til en ny dybde, kanskje et hensiktsmessig dybdeinkrement opp i hullet, som f.eks. 10 meter eller 50fot over den tidligere dybde, som vist ved loi på fig. IB. Den ovenfor beskrevne fast-setting-, avfyrings- og registrerings-prosessen vil bli gjentatt ved denne dybden og likeledes ved dybder 102, 103, osv., adskilt av dette samme dybdeinkrementet. Ved å sammenligne opptegningene ved to eller flere adskilte dybder, blir det mulig å identifisere forskjellige ankomster.Figurene 2 og 3 er nyttige når det gjelder å forklare kilden og tiden for disse ankomstene og vil nå bli diskutert, idet fig. Ib vil bli diskutert nærmere etterpå sammen med en detaljert beskrivelse av oppfinnelsen. It is difficult to identify the different modes of propagation from a single plot. Consequently, it will be necessary to have additional records from different known depths. The operator of the surface equipment will loosen and move the downhole apparatus to a new depth, perhaps an appropriate depth increment up the hole, such as 10 meters or 50 feet above the previous depth, as shown at loi on fig. IB. The above described fixing, firing and recording process will be repeated at this depth and likewise at depths 102, 103, etc., separated by this same depth increment. By comparing the records at two or more separate depths, it becomes possible to identify different arrivals. Figures 2 and 3 are useful in explaining the source and timing of these arrivals and will now be discussed, as fig. Ib will be discussed in more detail afterwards together with a detailed description of the invention.

på fig. 2 er skjematisk vist nivået for havoverflaten 21, nivået for havbunnen 22 og en hovedsakelig vertikal retning 23 som svarer til det borehullet som gjennomtrenger undergrunnsformasjonene ned til bunnen 24 av borehullet.Kilden for de seismiske bølgene er betegnet med S på figuren. To forskjellige borehulls-dybdenivåer eller høyder er betegnet med A og B.Figurene 2 og 3 gjør det mulig å illustrere visse prinsipper som anvendes i oppfinnelsen, og det vil i den følgende beskrivelse bli vist til begge figurene. on fig. 2 schematically shows the level of the sea surface 21, the level of the seabed 22 and a mainly vertical direction 23 which corresponds to the borehole which penetrates the underground formations down to the bottom 24 of the borehole. The source of the seismic waves is denoted by S in the figure. Two different borehole depth levels or heights are denoted by A and B. Figures 2 and 3 make it possible to illustrate certain principles used in the invention, and this will be shown in the following description for both figures.

En vertikal seismisk profil (VSP) blir oppnådd ved å ut-føre et stort antall målinger for påfølgende dybdenivåer for mottageren. Kilden S kan med fordel forbli fiksert som vist på fig. 2 ved eller nær overflaten, men er vanligvis forskjøvet i forhold til borehullet for å skaffe adgang til dette.Forskyvningen av kildeposisjonen fra den vertikale projeksjon av borehullsposi-sjonen av mottageren er vanligvis liten sammenlignet med den store dybden ved hvilken mottageren vil være plassert. Det er imidlertid velkjent hvordan man korrigerer for horisontal forskyvning av kilden fra en vertikal projeksjon av borehullsmottageren. A vertical seismic profile (VSP) is obtained by performing a large number of measurements at successive depth levels for the receiver. The source S can advantageously remain fixed as shown in fig. 2 at or near the surface, but is usually offset relative to the borehole to provide access to it. The displacement of the source position from the vertical projection of the borehole position of the receiver is usually small compared to the great depth at which the receiver will be located. However, it is well known how to correct for horizontal displacement of the source from a vertical projection of the borehole receiver.

De vertikale forskjellene på fig. 2 er sammentrykket forThe vertical differences in fig. 2 is the summary for

å lette illustrasjonen. For hvert betraktet dybdenivå blir en seismisk bølge utsendt ved å aktivere kilden S, og de mottatte bølgene blir detektert av en mottager ved et gitt dybdenivå slik som vist på fig. 2 ved A eller B. De elektriske signalene som representerer de mottatte seismiske bølgene, blir overført til overflateutstyret 16, som forklart ovenfor, og registrert av registreringsanordningen 44. Den første delen av to slike mottatte bølgeformer, f.eks. ved dybdene A og B vist på fig. 2, er vist på skjematisk måte på fig. 3. to facilitate the illustration. For each considered depth level, a seismic wave is emitted by activating the source S, and the received waves are detected by a receiver at a given depth level as shown in fig. 2 at A or B. The electrical signals representing the received seismic waves are transmitted to the surface equipment 16, as explained above, and recorded by the recording device 44. The first part of two such received waveforms, e.g. at the depths A and B shown in fig. 2, is shown schematically in fig. 3.

Som vist på fig. 3 representerer variasjoner i ampli-tyden E som en funksjon av økende tid, råsignalopptegningene ved dybder A og B.Bølgeformene som er vist på fig. 3 representerer de første bølgene som mottas i meget forenklet form sammenlignet med dem som oppnås i virkeligheten. As shown in fig. 3 represents variations in the amplitude E as a function of increasing time, the raw signal plots at depths A and B. The waveforms shown in fig. 3 represents the first waves received in a very simplified form compared to those obtained in reality.

<p>åfølgende dybdenivåer A og B vil ved konvensjonell teknikk være adskilt med et hensiktsmessig fast dybdeintervall, <p>subsequent depth levels A and B will be separated by a suitable fixed depth interval with conventional techniques,

men som forklart nå er dybdeintervallet mellom påfølgende dybdenivåer i henhold til oppfinnelsen ikke fast, men varierer som en funksjon av tiden istedet for av dybden. but as explained now, the depth interval between successive depth levels according to the invention is not fixed, but varies as a function of time rather than of depth.

Registreringer av bølgeformer tatt fra forskjellige dybder, enten ved like dybdeinkrementer som praktisert tidligere, eller i tidsinkrementer som praktisert i den foreliggende teknikk, oppviser vanligvis signaler svarende til seismiske bølger som forplanter seg i retning nedover og i mange tilfeller bølger som forplanter seg i retning oppover. Bølgene som forplanter seg oppover, er vanligvis refleksjoner fra en dypere formasjon. Recordings of waveforms taken from different depths, either at equal depth increments as practiced in the past, or in time increments as practiced in the present technique, typically exhibit signals corresponding to seismic waves propagating in the downward direction and in many cases waves propagating in the upward direction . The waves propagating upwards are usually reflections from a deeper formation.

på fig. 2, reflekterer en reflekterende grunnformasjon 25 seismiske bølger som utsendes av kilden S oppover etter følg-ende baner som tilnærmet er de samme som banene for de seismiske bølgene som mottas direkte ved A på den ene siden og ved B på den annen side. Banene for de bølgene som forplanter seg nedover fra kilderetningen er vist på fig. 2 ved pil-linjene 1 og 2 rettet henholdsvis mot A og B. Tilnærmet parallelle linjer 1<*>og 2<*>on fig. 2, a reflecting base formation 25 reflects seismic waves emitted by the source S upwards following trajectories which are approximately the same as the trajectories of the seismic waves received directly at A on the one hand and at B on the other. The paths for the waves that propagate downward from the source direction are shown in fig. 2 by the arrow lines 1 and 2 directed respectively towards A and B. Approximately parallel lines 1<*>and 2<*>

som henholdsvis representerer lignende baner, men for bølgeformer som forplanter seg forbi deteksjonspunktene ved A og B til formasjoner under disse punktene inntil de blir reflektert av en reflekterende formasjon som illustrert ved 25. Ved refleksjon blir forplantningsretningen reversert slik at en refleksjon av den samme seismiske bølgen detektert ved A på et tidligere tidspunkt, kan detekteres igjen ved A på et senere tidspunkt, idet den tidligere detekterte bølgen gjennomløper en kortere bane 1 og den senere en lengre bane 1' +3. Den første deteksjonen av en spesiell bølge representerer derfor bølgeforplantningen i nedadrettet retning langs banen 1, mens den senere deteksjonen kan represen-tere en bølge som forplanter seg i motsatt retning langs banen 3. Det samme er tilfelle for bølger som forplanter seg nedover langs banen 2 og som detekteres ved B, men siden banen 2 er lenger enn banen 1, vil selvsagt den første deteksjon ved B være på et senere tidspunkt i forhold til avfyringstidspunktet enn deteksjonen ved den grunnere dybden A. Siden en refleksjonsbane 4 er kortere for punkt B enn refleksjonsbanen 3 for punkt A, vil imidlertid reflekterte bølger bli detektert tidligere ved B enn ved A. which respectively represent similar trajectories, but for waveforms that propagate past the detection points at A and B to formations below those points until they are reflected by a reflecting formation as illustrated at 25. In reflection, the direction of propagation is reversed so that a reflection of the same seismic wave detected at A at an earlier point in time, can be detected again at A at a later point in time, the previously detected wave passing through a shorter path 1 and the later one a longer path 1' +3. The first detection of a particular wave therefore represents wave propagation in a downward direction along path 1, while the later detection may represent a wave propagating in the opposite direction along path 3. The same is the case for waves propagating downward along path 2 and which is detected at B, but since path 2 is longer than path 1, the first detection at B will of course be at a later time in relation to the firing time than the detection at the shallower depth A. Since a reflection path 4 is shorter for point B than reflection path 3 for point A, however, reflected waves will be detected earlier at B than at A.

Legg merke til at de nedover-rettede forplantningsbaner 1' og 2' for de reflekterte bølgene som detekteres henholdsvis ved A og B, er hovedsakelig den samme, variasjonen i banelengden for de direkte bølgene er derfor forskjellen mellom de nedadrettede banene 1 og 2 som er vist på fig. 2, og er for de reflekterte bølgene forskjellen mellom de oppadrettede banene 3 og 4. Note that the downward propagation paths 1' and 2' of the reflected waves detected at A and B respectively are essentially the same, the variation in the path length of the direct waves is therefore the difference between the downward paths 1 and 2 which are shown in fig. 2, and is for the reflected waves the difference between the upward paths 3 and 4.

Denne baneforskjellen er den samme i begge retninger og er en funksjon av avstanden mellom dybdene B og A. Siden det dreier This path difference is the same in both directions and is a function of the distance between depths B and A. Since it turns

seg om den samme formasjonen, er tidsforskjellen mellom detek-sjoner av de samme modi som forplanter seg nedover og oppover, about the same formation, the time difference between detections of the same modes propagating downward and upward is

den samme.the same.

Bølgeformene av et registrert signal svarende til bølgene som er mottatt ved punktene A og B er vist på fig. 3, og det er vist de samme bane- og detektor-referanser. Signaler (1) og (2) representerer henholdsvis signalene mottatt ved dybdenivåer A og B. Signalene (1) og (2) er i det vesentlige identiske ved dybdenivåer A og B bortsett fra at signal (2) mottatt ved det dypere nivå B, er tidsforsinket i forhold til signal (1) tatt ved den grunnere dybden A. Denne forsinkelsen er reversert for reflek-sjonssignalene, dvs. signal (3) mottatt fra den grunnere dybden The waveforms of a recorded signal corresponding to the waves received at points A and B are shown in fig. 3, and the same trajectory and detector references are shown. Signals (1) and (2) represent respectively the signals received at depth levels A and B. Signals (1) and (2) are essentially identical at depth levels A and B except that signal (2) received at the deeper level B, is time-delayed in relation to signal (1) taken at the shallower depth A. This delay is reversed for the reflection signals, i.e. signal (3) received from the shallower depth

A er forsinket i forhold til det reflekterte signalet (4) mottatt ved den dypere dybden B. A is delayed relative to the reflected signal (4) received at the deeper depth B.

Som kjent og forklart ovenfor, vil tidsforsinkelsen være en funksjon av både dybdeavstanden mellom nivåene A og B og hastigheten i formasjonen nær borehullet mellom disse nivåene. Hvis derfor nivåene ligger langt fra hverandre, f.eks. 50 eller 100 meter, vil forsinkelsen svare til i det minste en betydelig del As known and explained above, the time delay will be a function of both the depth distance between levels A and B and the velocity in the formation near the borehole between these levels. If the levels are therefore far apart, e.g. 50 or 100 meters, the delay will correspond to at least a significant part

av perioden som svarer til en periode av bølgen. For konstante dybdeinkrementer mellom disse nivåene, vil forsinkelsen selvsagt variere med formasjonshastigheten og forandre innrettingen av både nedadgående og oppadgående bølger. of the period corresponding to one period of the wave. For constant depth increments between these levels, the delay will of course vary with the formation rate and change the orientation of both downward and upward waves.

Ved å undersøke de bølgeformene som er illustrert ved A og B på fig. 3, vil man legge merke til at den spesielle forsinkelsen lik & t som illustrert der, svarer til en valgt del av perioden for den viste bølgeformen. Dette inntreffer når bølge-formene blir registrert i henhold til oppfinnelsen. Hvordan dette gjøres vil bli forklart ved hjelp av en gitt bølgeform G vist ved bunnen av fig. 3. By examining the waveforms illustrated at A and B in fig. 3, it will be noted that the particular delay equal to & t as illustrated there corresponds to a selected portion of the period of the waveform shown. This occurs when the waveforms are registered according to the invention. How this is done will be explained using a given waveform G shown at the bottom of fig. 3.

Som vist ved G på fig. 3, kan den bølgen som representerer en seismisk bølge som forplanter seg i en gitt modus i formasjonen nær borehullet, anses å være pseudo-periodisk. En hel periode av en slik bølge er illustrert ved G og den ville ha en tilsvarende bølgelengde i formasjonen. Både perioden og bølgelengden kan deles opp i karakteristiske deler. I henhold til oppfinnelsen svarer den valgte delen til 1/4 av pseudo-perioden T. La f.eks. spesielt T tilsvare tidsperioden mellom en første nullgjennomgang O -f og den tilsvarende nullgjennomgangen 0 + i den følgende perioden, eller likeledes mellom tilsvarende negativtgående nullgjennomgang 0- mellom påfølgende perioder eller mellom korresponderende positive topper p+ eller korresponderende negative topper P- som vist for den enkle perioden vist ved G på fig. 3. Når på-følgende perioder eller en del av en gitt periode for eri valgt seismisk bølge er forvrengt eller forstyrret, kan den gjenværende delen brukes ved å betrakte bølgeformen som vist ved G inndelt i fire tilnærmet like deler som representerer 1/4 av en bølgeperiode. Ved derfor å anse de delvise periodene mellom 0+ og P+, P+,og-, 0-, 0- og P- eller P- og 0+ som tilnærmet like, kan man bestemme As shown at G in fig. 3, the wave representing a seismic wave propagating in a given mode in the formation near the borehole can be considered to be pseudo-periodic. A full period of such a wave is illustrated at G and it would have a corresponding wavelength in the formation. Both the period and the wavelength can be divided into characteristic parts. According to the invention, the selected part corresponds to 1/4 of the pseudo-period T. Let e.g. in particular T corresponds to the time period between a first zero crossing O -f and the corresponding zero crossing 0 + in the following period, or likewise between corresponding negative going zero crossing 0- between successive periods or between corresponding positive peaks p+ or corresponding negative peaks P- as shown for the simple the period shown at G in fig. 3. When subsequent periods or part of a given period for a selected seismic wave are distorted or disturbed, the remaining part can be used by considering the waveform as shown by G divided into four approximately equal parts representing 1/4 of a wave period. By therefore considering the partial periods between 0+ and P+, P+,and-, 0-, 0- and P- or P- and 0+ as approximately equal, one can determine

en kvart bølgelengde fra enhver av disse deler, eller når flere deler er tilgjengelige, bestemme en fjerdedel av bølgelengden representert ved hver del og utlede gjennomsnittet av disse for å forhindre forvrengning av en spesiell underperiode på grunn av unøyaktigheter i bestemmelsen av en kvart bølgelengde. a quarter-wavelength from any of these parts, or when several parts are available, determine a quarter-wavelength represented by each part and average them to prevent distortion of a particular subperiod due to inaccuracies in the determination of a quarter-wavelength.

Straks tidsperioden som svarer til den valgte del av en bølge er bestemt, kan et tilsvarende dybdenivå bestemmes hvis hastigheten av den seismiske bølgen i formasjonen nær borehullet Once the time period corresponding to the selected part of a wave is determined, a corresponding depth level can be determined if the velocity of the seismic wave in the formation near the borehole

er kjent eller kan anslås. For eksempel kan bølgelengden for den seismiske bølgen i formasjonen nær borehullet som svarer til pseudo-perioden T, finnes ved å multiplisere denne tiden med hastigheten for den seismiske bølgen i vedkommende formasjon. Mer . spesielt kan lengden eller borehullsintervallet som svarer til en tidsperiode for en valgt del av bølgelengden, bestemmes. I henhold til oppfinnelsen blir det på denne måte bestemt et dybdeintervall langs borehullet tilsvarende en tidsperiode av en valgt del av en gitt seismisk bølge. Dette dybdeintervallet bestemmer så avstanden mellom påfølgende dybdenivåer som brukes til å tilveiebringe bølgeformer slik at de forsinkelser som er:vist på fig. 3 mellom seismiske representasjoner som forplanter seg i en gitt retning, er konstante. Spesielt blir dybdeintervaller mellom suksessive registreringsdybder bestemt ved å bruke tidsintervallet for en valgt bølgedel av en gitt seismisk bølge som forplanter seg med en kjent hastighet i grunnformasjonen nær borehullet. Den valgte bølgedelen tilsvarer fortrinnsvis en fjerdedel av bølge-perioden.Fordelene ved å anvende denne spesielle valgte delen vil nå bli beskrevet under henvisning til de øvrige signalene som is known or can be estimated. For example, the wavelength of the seismic wave in the formation near the borehole corresponding to the pseudo-period T can be found by multiplying this time by the speed of the seismic wave in the relevant formation. More. in particular, the length or borehole interval corresponding to a time period for a selected part of the wavelength can be determined. According to the invention, a depth interval along the borehole corresponding to a time period of a selected part of a given seismic wave is determined in this way. This depth interval then determines the distance between successive depth levels used to provide waveforms so that the delays shown in FIG. 3 between seismic representations propagating in a given direction are constant. Specifically, depth intervals between successive recording depths are determined using the time interval of a selected wave portion of a given seismic wave propagating at a known rate in the bedrock near the borehole. The selected wave part preferably corresponds to a quarter of the wave period. The advantages of using this particular selected part will now be described with reference to the other signals which

er vist på fig. 3.is shown in fig. 3.

Hvis dybdeintervallet langs borehullet mellom dybden AIf the depth interval along the borehole between the depth A

og dybden B vist på fig. 2, hovedsakelig svarer til 1/4 av bølge-lengden av signalene (1) og (2) vist på fig. 3, vil forsinkelsen mellom signalene (1) og (2) være som vist ved A og B på den øvre del av fig. 3. Som vist der, kan et gitt trekk slik som en topp, nullgjennomgang eller lignende på signalet (1) som er registrert ved dybden A, finnes på signalet (2) registrert ved dybden B forsinket med tidsperioden & t = T/4 når avstanden 6 x mellom dybdene A og B også svarer til den samme bølgelengdedelen i formasjonen. Dette forholdet holder selv om den valgte delen er 1/4 eller 1/2 eller endog 1 hel periode. I henhold til den foretrukne utførel-sesform av oppfinnelsn, og som vist på fig. 3, er imidlertid den valgte delen omkring 1/4 av bølgelengden, dvs. de valgte tids- og dybdeintervaller bør begge tilsvare 1/4 av henholdsvis perioden og bølgelengden. Dette innfører en kjent forsinkelse som tilsvarer denne tidsperioden for nedadgående seismiske modi som illustrert mellom signalene (1) og (2), og mer spesielt*sikrer at den samme kjente forsinkelse vil være til stede mellom modi som forplanter seg oppover, som illustrert mellom signalene (3) og and the depth B shown in fig. 2, mainly corresponds to 1/4 of the wavelength of the signals (1) and (2) shown in fig. 3, the delay between the signals (1) and (2) will be as shown at A and B in the upper part of fig. 3. As shown there, a given feature such as a peak, zero crossing or the like on the signal (1) recorded at depth A can be found on the signal (2) recorded at depth B delayed by the time period & t = T/4 when the distance 6 x between depths A and B also corresponds to the same wavelength part in the formation. This ratio holds even if the selected part is 1/4 or 1/2 or even 1 whole period. According to the preferred embodiment of the invention, and as shown in fig. 3, however, the selected part is around 1/4 of the wavelength, i.e. the selected time and depth intervals should both correspond to 1/4 of the period and the wavelength respectively. This introduces a known delay corresponding to this time period for downward-propagating seismic modes as illustrated between signals (1) and (2), and more specifically*ensures that the same known delay will be present between upward-propagating modes, as illustrated between the signals (3) and

(4) senere i bølgeformen.(4) later in the waveform.

Sagt på en annen måte vil bruken av konstante kjentePut another way, the use of constants known

tider mellom dybder sikre at vinkelen 0 vist på fig. 3, er kjent og kan bestemmes ut fra hastigheten av vedkommende modus. Dette letter sporing eller gjenfinning av denne modusen fra bølgeform til bølgeform. Dette er spesielt viktig for den svakere oppadgående modus som illustrert ved signalene (3) og (4). Det er imidlertid enda viktigere at den forenkler og derfor fordelaktig letter behandling av de seismiske representasjoner som er registrert på denne måten. Dette vil man se ved å undersøke bølge-formene c, D og E på fig. 3. times between depths ensure that the angle 0 shown in fig. 3, is known and can be determined from the speed of the mode in question. This facilitates tracking or retrieving this mode from waveform to waveform. This is particularly important for the weaker upward mode as illustrated by signals (3) and (4). However, it is even more important that it simplifies and therefore advantageously facilitates processing of the seismic representations recorded in this way. This will be seen by examining the waveforms c, D and E in fig. 3.

Som det fremgår av opptegningene A og B på fig. 3, kan signalene (1) og (2) bringes på linje med hverandre ved å tilveiebringe en tidsforsinkelse for bølgeformen B lik A t, dvs. lik tidsperioden for den valgte bølgelengdedelen som svarer til dette signalet. Dette er illustrert ved bølgeformene C og D. Legg merke til at denne forsinkelsen her er innført i den bølgeformen som er oppnådd ved det grunneste dybdenivået og dermed innretter den bølgen som forplanter seg nedover. Denne forsinkelse forandrer også forholdet mellom oppadgående signaler ved at de er enda mer ute av linje med hverandre. Dette er antydet med vinkelen a som svarer til helningen av tidstrendlinjen for disse oppadgående signalene. Det kan lett fastslås at disse signalene nå er ute av fase med 1/2 pseudo-perioden eller T/2. As can be seen from the drawings A and B in fig. 3, the signals (1) and (2) can be brought into line with each other by providing a time delay for the waveform B equal to A t, i.e. equal to the time period of the selected wavelength part corresponding to this signal. This is illustrated by waveforms C and D. Note that here this delay is introduced into the waveform obtained at the shallowest depth level and thus aligns the downward propagating wave. This delay also changes the relationship between upstream signals in that they are even more out of line with each other. This is indicated by the angle a which corresponds to the slope of the time trend line for these upward signals. It can be easily determined that these signals are now out of phase by the 1/2 pseudo period or T/2.

Registrering eller opptegning av bølgeformene ved dybdeintervaller bestemt på den ovenfor beskrevne måte, gjør at forsinkelsen A t kan være kjent på forhånd og påført en av de registrerte bølgeformene, slik at den eneste ytterligere behandling som er nødvendig for å undertrykke seismiske bølger som forplantes i en retning, mens samtidig bølger som forplantes i motsatt retning fremheves, er å subtrahere de to registrerte representasjonene. Dette resulterer i en bølgeformkurve som er vist ved E på fig. 3. Der hvor signalene (1) og (2) tidligere var>finnes nå bare en liten rest E^ av den bølgeformen som forplantet seg nedover, og denne bølgen er derfor betydelig undertrykt. Legg merke til at selv om det ikke er illustrert, er denne undertrykkelsen effektiv for alle bølger som forplanter seg i retning nedover med den hastigheten som er anvendt for å bestemme forsinkelsen Åt. Ikke bare den første kompresjonsankomsten fra hvilken A t kan bestemmes, men alle nedadgående multipler eller ekkoer av denne vil derfor bli undertrykket, samtidig vil bølger som forplanter seg oppover med denne hastighet, bli forsterket som vist for signalet Eu i den senere del av kurven E på fig. 3. Denne frem-hevningen blir oppnådd fordi komponenter av bølgen som forplanter seg nedover og som er i fase, subtraheres vekk, mens bølger som forplanter seg oppover er ute av fase, og dette forårsaker at subtraksjonen styrker energien som er ute av fase og derfor i betydelig grad fremhever modi som forplanter seg i retning oppover. Legg også merke til, som illustrert ved E på fig. 3, at den resulterende bølgen som svarer til den oppadgående bølgen, har en di-stinkt form, noe som gjør det enda lettere å spore den gjennom støy som fremdeles finnes på den behandlede VSP-kurven. Recording or plotting the waveforms at depth intervals determined in the manner described above allows the delay A t to be known in advance and applied to one of the recorded waveforms, so that the only further processing necessary to suppress seismic waves propagating in a direction, while simultaneously emphasizing waves propagating in the opposite direction, is to subtract the two recorded representations. This results in a waveform curve which is shown at E in fig. 3. Where signals (1) and (2) previously were, there is now only a small remnant E^ of the waveform that propagated downwards, and this wave is therefore significantly suppressed. Note that, although not illustrated, this suppression is effective for all waves propagating in the downward direction at the speed used to determine the delay Δt. Not only the first compression arrival from which A t can be determined, but all downward multiples or echoes of this will therefore be suppressed, at the same time waves propagating upwards at this rate will be amplified as shown for the signal Eu in the later part of the curve E on fig. 3. This enhancement is achieved because components of the wave propagating downwards which are in phase are subtracted away, while waves propagating upwards are out of phase and this causes the subtraction to strengthen the energy which is out of phase and therefore significantly accentuates modes propagating in the upward direction. Note also, as illustrated at E in fig. 3, that the resulting wave corresponding to the upward wave has a distinct shape, making it even easier to trace it through noise still present on the processed VSP curve.

Nødvendigheten av å bestemme tidsperioden ^ t av den valgte bølgelengden vil variere, men denne perioden behøver ikke å bestemmes mellom hvert dybdenivå. I mange tilfeller vil tidsperioden forbli konstant overVSP-måleintervallet. Tidsperioden kan forventes å variere hvis formasjonene i forplantningsbanen for den valgte delen av den seismiske bølgen, dvs. i den nedadgående banen for kompresjonsmodusen forandres med hensyn til hastighets-eller absorpsjons-karakteristikker. Hvis nå f.eks. banen omfatter eller ikke omfatter en formasjon som har en forskjellig selektiv frekvensabsorpsjonskarakteristikk, forandrer dette frek-vensen av bølgen som mottas nede i borehullet. The need to determine the time period ^t of the selected wavelength will vary, but this period need not be determined between each depth level. In many cases, the time period will remain constant over the VSP measurement interval. The time period can be expected to vary if the formations in the propagation path of the selected part of the seismic wave, i.e. in the downward path of the compression mode, are changed with regard to velocity or absorption characteristics. If now e.g. path includes or does not include a formation that has a different selective frequency absorption characteristic, this changes the frequency of the wave that is received down the borehole.

Pseudo-perioden og derfor tidsintervallet for den valgte bølgedelen, kan forventes å forandre seg med forandringer i kilde-frekvensen, som f.eks. hvis tidevannet forandrer dybden av luftkanonen 10 i sjøen. Av denne grunn blir det foretrukket at tidsperioden kontrolleres fra tid til annen under undersøkelsen. Også når teknikken i henhold til foreliggende oppfinnelse anvendes på andre forplantningsmodi., slik som skjærmodusen, er tidsperioden The pseudo-period and therefore the time interval for the selected wave part can be expected to change with changes in the source frequency, such as e.g. if the tide changes the depth of the air cannon 10 in the sea. For this reason, it is preferred that the time period be checked from time to time during the survey. Also when the technique according to the present invention is applied to other propagation modes, such as the shear mode, the time period is

for denne modus tilbøyelig til å variere fra den som er bestemt for kompresjonsmodusen, og denne variasjonen bør innarbeides i teknikken. Skjærmodushastigheten vil selvsagt være betydelig forskjellig fra hastigheten for kompresjonsmodusen, og derfor >er den tilsvarende dybdeintervallvariasjonen forskjellig. for this mode tends to vary from that determined for the compression mode, and this variation should be incorporated into the technique. The shear mode velocity will of course be significantly different from the compression mode velocity, and therefore the corresponding depth interval variation is different.

Faktisk er det forplantningsmodushastigheten i formasjonene nær borehullet som er den viktigste kontrollfaktoren for variasjonene i dybdeintervaller mellom de dybdenivåene som brukes for registrering. Det skal bemerkes at mens dybdeintervallene varierer i samsvar med hastighetsforandringer, vil imidlertid ikke tidsperioden nødvendigvis variere med hastigheten, og derfor for-blir behandlingen av de registrerte seismiske bølgene enkel og uforandret. Dette er en betydelig fordel når behandlingen utføres på stedet, og muliggjør frembringelse av forsterkede vertikale seismiske profiler på stedet. Fortrinnsvis er hastighetsformasjonen som funksjon av dybden tilgjengelig før undersøkelsen. Hvis så den tidsperioden som svarer til den valgte delen av bølgelengden for den forplantningsmodus som fortrinnsvis skal undertrykkes i In fact, it is the propagation mode velocity in the near-borehole formations that is the most important controlling factor for the variations in depth intervals between the depth levels used for logging. It should be noted that while the depth intervals vary in accordance with velocity changes, however, the time period will not necessarily vary with velocity, and therefore the processing of the recorded seismic waves remains simple and unchanged. This is a significant advantage when the processing is carried out in situ, and enables the production of enhanced vertical seismic profiles in situ. Preferably, the velocity formation as a function of depth is available before the survey. If then the time period corresponding to the selected part of the wavelength for the mode of propagation to be preferentially suppressed in

en retning og forsterkes i den motsatte retning, allerede er kjent på grunn av kjennskap til kilden eller en tidligere borehullsregistrering av den seismiske bølgeformrepresentasjonen foretatt innenfor det vertikale seismiske profilintervallet, kan et skjema over dybdenivåer bestemmes før undersøkelsen begynner. one direction and amplifies in the opposite direction, is already known due to knowledge of the source or a previous borehole recording of the seismic waveform representation made within the vertical seismic profile interval, a scheme of depth levels can be determined before the survey begins.

Som vist på fig. IB kan imidlertid informasjoner om hastigheten som funksjon av dybden, være lagret i lageret til en datamaskin 130 og anvendes i løpet av undersøkelsen. Først blir det opptatt en første registrering av en seismisk bølgerepresen- As shown in fig. IB, however, information about the speed as a function of depth can be stored in the storage of a computer 130 and used during the survey. First, a first registration of a seismic wave representation is recorded.

tasjon mottatt ved en første dybde, som f.eks. ved dybden 100tation received at a first depth, such as at depth 100

nær bunnen av borehullet som vist på fig. IB. Fra denne registreringen eller fra en tidligere registrering som diskutert ovenfor, blir tidsintervallet&t for den valgte bølgedelen av den seismiske bølgemodus som fortrinnsvis skal undertrykkes i en retning og forsterkes i den annen retning, bestemt som allerede beskrevet i forbindelse med fig. 3. Denne bestemmelse av^t kan også foretas av datamaskinen 130når den er programmert til å detektere nullgjennomganger eller topper som karakteriserer pseudo-perioden for den mottatte bølgen, som diskutert i forbindelse med bølgeform G på fig. 3. near the bottom of the borehole as shown in fig. IB. From this record or from a previous record as discussed above, the time interval &t for the selected wave portion of the seismic wave mode to be preferentially suppressed in one direction and amplified in the other direction is determined as already described in connection with fig. 3. This determination of ^t can also be made by the computer 130 when it is programmed to detect zero crossings or peaks that characterize the pseudo-period of the received wave, as discussed in connection with waveform G in FIG. 3.

Straks tidsintervallet for den valgte bølgedelen av en første seismisk bølge er blitt bestemt, kan en andre registreringsdybde bestemmes ved å anvende hastigheten i undergrunnsformasjonen nær borehullet ved den første dybden. Denne bestemmelse frem-bringer et dybdeintervall^x, som svarer til det bestemte tidsintervallet. Denne variable^x kan så subtraheres fra den første dybden for å bestemme den andre registreringsdybden. Once the time interval for the selected wave portion of a first seismic wave has been determined, a second recording depth can be determined by using the velocity in the subsurface formation near the borehole at the first depth. This determination produces a depth interval ^x, which corresponds to the determined time interval. This variable^x can then be subtracted from the first depth to determine the second recording depth.

Som vist på fig. IB kan dybdemålsysternet som omfatterAs shown in fig. IB knows the depth measurement system which includes

et målehjul 118 og en forbindelse 116, også være tilkoblet datamaskinen 130 slik at denne har de nødvendige opplysninger til å bestemme4x og den andre registreringsdybden. Som vist på fig. a measuring wheel 118 and a connection 116, also be connected to the computer 130 so that it has the necessary information to determine 4x and the second registration depth. As shown in fig.

lB kan også datamaskinen via forbindelsen 138 være koblet til vinsjdrivanordningen 112 for automatisk å bevege mottager 14 over dybdeintervallet a X-^som vist på fig. lB, til den andre registreringsdybden. 1B, the computer can also be connected via the connection 138 to the winch drive device 112 to automatically move the receiver 14 over the depth interval a X-^ as shown in fig. lB, to the second recording depth.

Ved dette punktet kan datamaskinen brukes til å klar-At this point, the computer can be used to clear

gjøre borehullsapparatet til å motta en ny seismisk bølge, og via kabel 8A til å avfyre det seismiske signalet ved overflatekilden. Både referansesignalet som mottas fra geofonen 17 og det seismiske bølgesignalet som mottas fra mottagéren 14 nede i borehullet, kan tilføres en digital/analog-omformer 132 via henholdsvis ledere 8B og 126. Omformeren blir styrt av datamaskinen via en toveis samleledning 134 for å omdanne disse signalene til digitale tids-samplinger. på denne måte kan representasjonene av de seismiske bølgene som er mottatt ved begge registreringsdybder, lagres i lageret til datamaskinen 130. Også tidsperioden A t blir lagret slik at de registrerte representasjonene kan frembringes på et senere tidspunkt og kombineres under anvendelse av denne forsinkelse. cause the downhole apparatus to receive a new seismic wave, and via cable 8A to fire the seismic signal at the surface source. Both the reference signal received from the geophone 17 and the seismic wave signal received from the receiver 14 down in the borehole can be supplied to a digital/analog converter 132 via conductors 8B and 126 respectively. The converter is controlled by the computer via a two-way collector line 134 to convert these the signals to digital time samples. in this way, the representations of the seismic waves received at both recording depths can be stored in the storage of the computer 130. Also the time period A t is stored so that the recorded representations can be produced at a later time and combined using this delay.

Som tidligere beskrevet blir prosessen som medfører kombinering av bølgeformer registrert ved dybdeintervaller som svarer til tidsintervallet for den valgte bølgedelen, forenklet på grunn av den nye måten det varierende dybdeintervallet blir bestemt på.Fremgangsmåten med å kombinere påfølgende bølge-former som er registrert på ovennevnte måte, medfører derfor bare forsinkelse og subtraksjon av en av de mottatte bølgeformene fra den annen.. Som det fremgår av det foregående vil, hvis den grunnere dybderegistreringen blir forsinket for kombinering med den dypere registreringen, den modus som forplanter seg nedover bli undertrykket mens den modus som forplanter seg oppover med samme hastighet vil bli forsterket. Hvis alternativt de bølge-formene som- er registrert ved den dypeste dybden blir forsinket og subtrahert fra de som er registrert ved den grunneste dybden, vil den foretrukne retningen bli reversert og bølger som forplanter seg nedover vil bli forsterket mens de som forplanter seg i retning oppover vil bli undertrykket. As previously described, the process of combining waveforms recorded at depth intervals corresponding to the time interval of the selected waveform is simplified due to the new way in which the varying depth interval is determined. The process of combining consecutive waveforms recorded in the above manner , therefore only involves delay and subtraction of one of the received waveforms from the other.. As can be seen from the foregoing, if the shallower depth record is delayed to combine with the deeper record, the downward propagating mode will be suppressed while the which propagates upwards at the same speed will be amplified. Alternatively, if the waveforms recorded at the deepest depth are delayed and subtracted from those recorded at the shallowest depth, the preferred direction will be reversed and waves propagating downward will be amplified while those propagating in the direction upwards will be suppressed.

Den foretrukne anvendelse av undersøkelsesteknikken er å undertrykke den største og ofte dominerende kompresjonsmodus som forplanter seg nedover, mens dens oppadgående refleksjoner forsterkes. Den resulterende forsterkede vertikale seismiske profil er illustrert ved 140på fig. Ib. Rester av de undertrykkede nedadgående modi er antydet langs tidstrendlinjen E-,, mens den forsterkede oppadgående modus er antydet langs trendlinjen Eu-Ved å projisere disse to trendlinjene til konvergens, som antydet på fig. lB, blir posisjonen av den reflekterende formasjonen antydet som vist ved linjen 25, som i dette tilfelle viser seg å være under det første dybdenivået 100 og faktisk under bunnen av borehullet. The preferred application of the survey technique is to suppress the largest and often dominant downward propagating compression mode while enhancing its upward reflections. The resulting enhanced vertical seismic profile is illustrated at 140 in FIG. Ib. Remnants of the suppressed downward modes are indicated along the time trend line E-, while the enhanced upward mode is indicated along the trend line Eu- By projecting these two trend lines to convergence, as indicated in Fig. 1B, the position of the reflective formation is indicated as shown by line 25, which in this case appears to be below the first depth level 100 and actually below the bottom of the borehole.

I denne vertikale seismiske profilen som er et resultat av oppfinnelsen, som illustrert f.eks. ved 140 på fig. IB, bør det legges merke til at helningen av de to linjene E^og Eu er den samme og tilsvarer en forskyvning på det doble av tidsintervallet, eller 2 .At, eller halvperioden T/2 av den valgte bølgen. Denne helningen som representeres av vinkelen a på fig. 3, er forbundet med vinkelen 0 som også er antydet på fig. 3 ved forholdet tg a = 2 tg 0. In this vertical seismic profile resulting from the invention, as illustrated e.g. at 140 in fig. IB, it should be noticed that the slope of the two lines E^and Eu is the same and corresponds to a displacement of twice the time interval, or 2 .At, or the half period T/2 of the selected wave. This slope, which is represented by the angle a in fig. 3, is connected by the angle 0 which is also indicated in fig. 3 at the ratio tg a = 2 tg 0.

Utførelsen av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan selvsagt være enten ved analoge eller digitale midler. En alternativ utførelsesform til den som er vist på fig. lB, er antydet ved det skjematiske diagrammet på fig. 4. En styrefunksjon V = f(x) som representerer variasjonene av forplantningshastigheten for de akustiske bølgene som en funksjon av dybden x over profilintervallet i borehullet, blir lagret i lageret 32. Dette lageret kan yanske enkelt være et bånd med en tidligere registrering av en akustisk logg som funksjon av dybden. Et ytterligere lager 31 inneholder den tidligere bestemte tidsperioden &t som er en tilnærmelse til den valgte delen av bølgen som det er ønskelig å undertrykke i en retning og forsterke i en annen retning.Bestemmelsen av At er blitt beskrevet ovenfor. En multi-plikator 33 utfører operasjonen A x = V • At etter registreringen av hver seismisk bølgerepresentasjon. Denne operasjon tilveiebringer ikx som automatisk kan adderes til den tidligere dybden for å frembringe den neste dybden, eller denne addisjonen kan overlates til operatøren av overflateutstyret. The execution of the method according to the invention can of course be either by analogue or digital means. An alternative embodiment to that shown in fig. 1B, is indicated by the schematic diagram in fig. 4. A control function V = f(x) representing the variations of the propagation speed of the acoustic waves as a function of the depth x over the profile interval in the borehole is stored in the storage 32. This storage can simply be a tape with a previous recording of a acoustic log as a function of depth. A further store 31 contains the previously determined time period &t which is an approximation of the selected part of the wave which it is desired to suppress in one direction and amplify in another direction. The determination of At has been described above. A multiplier 33 performs the operation A x = V • At after the registration of each seismic wave representation. This operation provides ikx which can be automatically added to the previous depth to produce the next depth, or this addition can be left to the operator of the surface equipment.

Når suksessive dybder, bestemt som ovenfor, anvendes, vil forplantningstiden for den valgte bølgen mellom to suksessive dybder være lik At siden variasjoner i hastighet er tatt hensyn til ved bestemmelsen av dybdeintervallet A x. Dette forenkler i betydelig grad den behandling som kreves for å utføre den ret-ningsavhengige undertrykkelse og forsterkning. When successive depths, determined as above, are used, the propagation time of the selected wave between two successive depths will be equal to At, since variations in speed have been taken into account when determining the depth interval A x. This greatly simplifies the processing required to perform the direction-dependent suppression and amplification.

Enkelheten i behandlingen er også illustrert på fig. 4 hvor det blir antatt at den dypeste bølgeformen som svarer til signaletB,er inngang på filteret 35 og den grunnere bølgeformen som er registrert ved et dybdeintervall A x ovenfor, er inngang ved A til filteret 38. Både filteret 35 og filteret 38 er av båndpasstypen som eliminerer uønskede signaler, utgangene fra disse filtrene blir forsterket av forsterkere 36 og 39, resp.Utgangene fra begge forsterkerne kan lagres i et lager. I det illustrerte tilfellet vil man huske at dybden B er dypere enn dybden A og at det foretrekkes å registrere fra dypere til grunnere nivåer. Av denne grunn vil det filtrerte og forsterkede signalet som er mottatt ved dybde B bli midlertidig registrert i lageret 37. Ved det tidspunkt de seismiske bølgene blir mottatt ved A, vil så de tidligere registrerte bølgeformene bli hentet frem fra lageret 37. Siden denne senere frembringelsen av de seismiske bølgene som er mottatt ved dybden B, kan synkroniseres The simplicity of the treatment is also illustrated in fig. 4 where it is assumed that the deepest waveform corresponding to the signal B is input to filter 35 and the shallower waveform recorded at a depth interval A x above is input at A to filter 38. Both filter 35 and filter 38 are of the bandpass type which eliminate unwanted signals, the outputs from these filters are amplified by amplifiers 36 and 39, resp. The outputs from both amplifiers can be stored in a storage. In the illustrated case, it will be remembered that depth B is deeper than depth A and that it is preferred to record from deeper to shallower levels. For this reason, the filtered and amplified signal received at depth B will be temporarily recorded in storage 37. At the time the seismic waves are received at A, the previously recorded waveforms will then be retrieved from storage 37. Since this later generation of the seismic waves received at depth B can be synchronized

til avfyringstidspunktet som er felles for hver mottatt bølge,to the firing time common to each received wave,

som vist ved tidsmarkeringene SQ i bølgeformene på fig. 3, er det nødvendig å forsinke den grunneste mottagelsen i forhold til denne felles tidsmarkeringen med en størrelse som svarer til et lokalt konstant tidsintervall At. Denne forsinkelsen er vist ved 41 på fig. 4. Resultatet av de synkroniserte og forsinkede bølgeformrepresentasjonene som fremskaffes av lagrene 37 og forsinkelsen 41, er illustrert henholdsvis ved D og C på fig. 3, as shown by the time markings SQ in the waveforms of fig. 3, it is necessary to delay the shallowest reception relative to this common time stamp by an amount corresponding to a locally constant time interval At. This delay is shown at 41 in fig. 4. The result of the synchronized and delayed waveform representations provided by the stores 37 and the delay 41 are illustrated respectively at D and C in FIG. 3,

hvor de valgte bølgesegmentene som forplanter seg i retning fra A til B bringes på linje, slik at de to seismiske bølgerepresen-tasjonene, som vist ved differenseforsterkeren 43 på fig. 4, ganske enkelt kan subtraheres for å frembringe bølgeformrepresenta-sjonen E, fortrinnsvis ved undertrykking av den innrettede delen av bølgeformene slik som signal (1) og (2), slik at det bare er tilbake rester som svarer til den lille forskjellen i amplityde og fase mellom disse signalene, som vist på fig. 3 vedE^. Samtidig er der en automatisk fremhevning eller forsterkning av bølgene som forplanter seg i motsatt retning med samme hastighet, som vist på fig. 3 ved signaler (3) og (4), som resulterer i en forsterket bølge Eu for de delene som forplanter seg oppover. where the selected wave segments propagating in the direction from A to B are brought into line, so that the two seismic wave representations, as shown by the difference amplifier 43 in fig. 4, can simply be subtracted to produce the waveform representation E, preferably by suppressing the aligned part of the waveforms such as signal (1) and (2), leaving only residuals corresponding to the small difference in amplitude and phase between these signals, as shown in fig. 3 by E^. At the same time, there is an automatic emphasis or amplification of the waves that propagate in the opposite direction at the same speed, as shown in fig. 3 by signals (3) and (4), which results in an amplified wave Eu for the parts that propagate upwards.

De kombinerte signalene kan så registreres av registreringsanordningen 44 og erstatte de vanlige råsignalene som registreres i en vertikal seismisk profil, med det forsterkede signalet, med den resulterende profil som er illustrert ved 140 på fig. lB. The combined signals can then be recorded by the recording device 44 and replace the normal raw signals recorded in a vertical seismic profile with the amplified signal, with the resulting profile illustrated at 140 in FIG. lb.

Det følgende er et illustrerende eksempel på teknikken. Pseudo-perioden til det seismiske signalet frembragt av en luftkanon slik som vist på fig. Ia, vil være omkring 24 millisekunder på det tidspunkt det forplanter seg fra kilden gjennom undergrunnsformasjonene til en dybde på omkring 3000 meter og blir mottatt der. pseudo-perioden T = 24 millisekunder og den valgte delen av bølgen som forplanter seg nedover, vil derfor svare til omkring 6 millisekunder. Det tidsintervallet som anvendes her, kan derfor settes til disse 6 millisekunder. Formasjonshastig-hetene kan variere mellom 2500 meter/sekund og 5000meter/sekund ved disse dybdene, slik at dybdeintervallet J\ X kan forventes å variere mellom grenser noe mindre enn 15 meter til noe over 30 meter. Som et spesielt eksempel er dybdeintervallet A X som svarer til tidsintervallet på 6 millisekunder, 18 meter når hastigheten er funnet å være 3000 meter/sekund. The following is an illustrative example of the technique. The pseudo-period of the seismic signal produced by an air gun as shown in fig. Ia, will be about 24 milliseconds at the time it propagates from the source through the underground formations to a depth of about 3000 meters and is received there. the pseudo-period T = 24 milliseconds and the selected part of the wave propagating downwards will therefore correspond to about 6 milliseconds. The time interval used here can therefore be set to these 6 milliseconds. The formation velocities can vary between 2500 meters/second and 5000 meters/second at these depths, so that the depth interval J\X can be expected to vary between limits somewhat less than 15 meters to something over 30 meters. As a specific example, the depth interval A X corresponding to the time interval of 6 milliseconds is 18 meters when the velocity is found to be 3000 meters/second.

Oppfinnelsen må ikke anses begrenset til den ovenfor beskrevne utførelsesform. For eksempel kan det være mer praktisk å registrere ved dybdenivåer som er adskilt med et dybdeintervall meget mindre enn 15 meter, som er: det minste dybdeintervallet som vanligvis forventes, f.eks. ved dybdeintervaller på hver 5 meter. Hvis dette skulle være tilfelle, kan oppfinnelsen praktiseres ved å bestemme dybdeintervallet A X som beskrevet ovenfor, og så velge de registreringene som er mottatt ved dybder som er den beste tilnærmelse til dybdeintervallet A. X.Registrer-inger fra dybdenivåer som er adskilt med det foretrukne dybdeintervallet bestemt som en funksjon av formasjonshastigheten nær borehullet i nærheten av disse dybdene, kan på denne måten tilveiebringes og kombineres som beskrevet ovenfor,<p>assende juster-inger av forsinkelsen som brukes ved denne kombineringsprosessen, kan foretas for tilnærmelser i de dybdeintervallene som er tilgjengelige mellom to slike registreringer. The invention must not be considered limited to the embodiment described above. For example, it may be more convenient to record at depth levels that are separated by a depth interval much less than 15 meters, which is: the smallest depth interval normally expected, e.g. at depth intervals of every 5 metres. Should this be the case, the invention may be practiced by determining the depth interval A X as described above, and then selecting those records received at depths which best approximate the depth interval A. X. Records from depth levels separated by the preferred depth interval determined as a function of the formation rate near the borehole near these depths can thus be obtained and combined as described above,<p>appropriate adjustments to the delay used in this combining process can be made for approximations in the depth intervals available between two such registrations.

Som en oppsummering og som vist på fig. IB: seismiske signaler blir periodisk utsendt for å forplante seg i undergrunnsformasjonene i nærheten av borehullet. Et første seismisk signal blir registrert ved en første dybde, fortrinnsvis nær bunnen av borehullet. En del av dette registrerte signalet blir så analysert for å bestemme en tidsperiode eller en valgt bølge i signalet. Vanligvis vil denne bølgen tilsvare den ankomsten som forplanter seg nedover og som mottas direkte fra kilden. Den foretrukne tidsperiode svarer til kvartbølgeperioden i tidsområdet og til dens tilsvarende kvartbølgelengde i romområdet for de formasjonene som den forplanter seg i. Et dybdeintervall langs borehullet som svarer til dette tidsintervallet eller denne bølgelengden, blir bestemt ved å anvende formasjonshastigheten, og den neste registreringsdybden blir bestemt ut fra dette. Som illustrert på As a summary and as shown in fig. IB: seismic signals are periodically emitted to propagate in the underground formations near the borehole. A first seismic signal is recorded at a first depth, preferably near the bottom of the borehole. A portion of this recorded signal is then analyzed to determine a time period or a selected wave in the signal. Typically, this wave will correspond to the downward propagating arrival received directly from the source. The preferred time period corresponds to the quarter-wave period in the time domain and to its corresponding quarter-wavelength in the space domain of the formations in which it propagates. A depth interval along the borehole corresponding to this time interval or wavelength is determined by applying the formation velocity, and the next recording depth is determined Out of this. As illustrated on

fig. Ib varierer dybdeintervallet mellom påfølgende registreringsdybder, her betegnet ^X^A<->X2,<A>X3, osv., i samsvar med formasjonshastigheten 128 nær borehullet ved samme dybde. Denne variasjonen i dybdeintervallet som en funksjon av formasjonshastigheten, er i tydelig kontrast til det konstante dybdeintervallet som anvendes i henhold til teknikkens stand. fig. Ib varies the depth interval between successive recording depths, here denoted ^X^A<->X2,<A>X3, etc., in accordance with the formation rate 128 near the borehole at the same depth. This variation in depth interval as a function of formation rate is in clear contrast to the constant depth interval used in the prior art.

Som vist på fig. Ib øker dybdeintervallet 4 x med økende hastighet 128. Sagt på en annen måte er dybdenivåene mer konsen-trerte i nærheten av formasjoner med lav hastighet enn ved forma sjoner med høy hastighet. Dette vil fremgå når de resulterende seismiske profilopptegningene blir registrert som en funksjon av dybden, og disse registreringene sammenlignes med hastigheten i formasjonene. En vertikal seismisk profil registrert på en dybde-skala, vil av samme grunn vise varierende avstander mellom profilopptegningene når den lages i henhold til et trekk ved oppfinnelsen, mens de profiler som lages ved anvendelse av tidligere kjent teknikk vil vise konstante avstander mellom opptegningene eller sporene. I komplementære tidsbaserte presentasjoner vil opptegningene som frembringes under bruk av konstante dybdeintervaller i henhold til teknikkens stand, vise varierende avstander, mens opptegningene som frembringes i samsvar med oppfinnelsen vil oppvise like avstander, siden de i virkeligheten er registrerte ved konstante tidsintervaller som, som påpekt tidligere, forenkler den etterfølgende behandling, og forenkler fremstillingen av den resulterende vertikale seismiske profilen på en tidsskala, idet tidsintervallet mellom profilsporene svarer til den konstante A t. As shown in fig. Ib increases the depth interval 4 x with increasing speed 128. Put another way, the depth levels are more concentrated in the vicinity of low-velocity formations than at high-velocity formations. This will become apparent when the resulting seismic profile records are recorded as a function of depth, and these records are compared with the velocity in the formations. A vertical seismic profile recorded on a depth scale will, for the same reason, show varying distances between the profile drawings when it is made according to a feature of the invention, while the profiles made using previously known techniques will show constant distances between the drawings or traces . In complementary time-based presentations, the records produced using constant depth intervals according to the state of the art will show varying distances, while the records produced in accordance with the invention will show equal distances, since in reality they are recorded at constant time intervals which, as pointed out earlier , simplifies the subsequent processing, and simplifies the preparation of the resulting vertical seismic profile on a time scale, the time interval between the profile traces corresponding to the constant A t .

Mens de fundamentale nye trekk ved oppfinnelsen er blitt vist og beskrevet ovenfor, vil man forstå at forskjellige erstat-ninger, forandringer og modifikasjoner i form og detaljer ved det illustrerte apparatet og dets virkemåte, kan foretas av fagfolk på området uten å gå ut over rammen for oppfinnelsen. Det er således tydelig at den nye registrerings- og kombinerings-teknikken kan brukes under anvendelse av forskjellige registrer-ingsanordninger og kretser, f.eks. kan registreringene foretas på den beskrevne måte med de seismiske bølgeformrepresentasjonene registrert på digital magnetisk bånd. på et senere tidspunkt og et annet sted kan disse registreringene brukes til å tilveiebringe de representasjonene av bølgeformene som er registrert ved de forskjellige dybdenivåene, idet dybdeintervallet mellom disse nivåene er kjent. Hvis hastigheten i formasjonene nær borehullet ved disse dybdenivåene ikke er blitt bestemt tidligere, kan den bestemmes ved å måle tidsintervallet mellom den samme seismiske bølgen ved disse forskjellige dybdenivåene. på en lignende måte kan tidsintervallet A t som svarer til eri valgt del av den registrerte bølgelengden, bestemmes og anvendes i forbindelse med den hastighet som er bestemt, om nødvendig fra de registrerte bølge-formene ved to forskjellige dybdenivåer, til å bestemme det dybde intervallet fra hvilket de registrerte bølgeformene som skal kombineres, kan tilveiebringes. Med to dybdenivåer adskilt med dette intervallet som er bestemt på denne måten, kan bølgeform-representasjoner^registrert ved dybder som ligger i en avstand tilnærmet lik dette dybdeintervallet, etter valg fremfinnes og behandles i samsvar med oppfinnelsen. Denne behandlingen vil da forsinke eller forskyve en av disse representasjonene med den ovenfor bestemte A t. Tids-synkroniseringen for denne behandling kan tilveiebringes ved å innbefatte i registreringene en tids-markør som står i forbindelse med avfyringstidspunktet. While the fundamental novel features of the invention have been shown and described above, it will be understood that various substitutions, changes and modifications in form and details of the illustrated apparatus and its operation can be made by those skilled in the art without going beyond the scope. for the invention. It is thus clear that the new recording and combining technique can be used using different recording devices and circuits, e.g. the recordings can be made in the described manner with the seismic waveform representations recorded on digital magnetic tape. at a later time and in a different location, these recordings can be used to provide the representations of the waveforms recorded at the various depth levels, the depth interval between these levels being known. If the velocity in the formations near the borehole at these depth levels has not been previously determined, it can be determined by measuring the time interval between the same seismic wave at these different depth levels. in a similar way, the time interval A t corresponding to a selected portion of the recorded wavelength can be determined and used in conjunction with the velocity determined, if necessary from the recorded waveforms at two different depth levels, to determine the depth interval from which the recorded waveforms to be combined can be provided. With two depth levels separated by this interval thus determined, waveform representations^recorded at depths spaced approximately equal to this depth interval can optionally be found and processed in accordance with the invention. This processing will then delay or shift one of these representations by the above determined A t. The time synchronization for this processing can be provided by including in the records a time marker which is in connection with the firing time.

Etter kombinering med forsinkelse og subtraksjon, kan det resulterende signalet opptegnes som et spor eller en kurve på en grafisk skriver slik som en Calcomp plotter. Et ytterligere dybdeintervall kan bestemmes på den ovenfor beskrevne måte, og anvendes til å bestemme en ytterligere registreringsdybde. Den seismiske bølgerepresentasjonen som tidligere er registrert ved den dybden, kan så tilveiebringes og behandles på en lignende måte og opptegnes ved siden av den tidligere behandlede opptegning. Opptegningen kan gjøres i en målestokk som representerer forskjellen i dybde mellom dybderegistreringspunktene, eller kan gjøres på en tidsskala som reflekterer de like tidsintervallene mellom de valgte registreringsdybdene. After combining with delay and subtraction, the resulting signal can be plotted as a trace or curve on a graphics printer such as a Calcomp plotter. A further depth interval can be determined in the manner described above, and used to determine a further registration depth. The seismic wave representation previously recorded at that depth can then be provided and processed in a similar manner and plotted alongside the previously processed plot. The plot can be made on a scale that represents the difference in depth between the depth registration points, or can be made on a time scale that reflects the equal time intervals between the selected registration depths.

på tilsvarende måte kan analoge komponenter anvendes i spesielle deler av de digitale funksjoner som ellers blir ivare-tatt av datamaskinen som er vist på fig. IB. Alle slike variasjoner og modifikasjoner ligger derfor innenfor det som er ment å være rammen for oppfinnelsen, som definert i de følgende krav. in a similar way, analogue components can be used in special parts of the digital functions which are otherwise taken care of by the computer shown in fig. IB. All such variations and modifications are therefore within what is intended to be the scope of the invention, as defined in the following claims.

Claims

1.Procedure for vertical seismic survey using a borehole that penetrates foundation formations, characterized by sending out a periodic seismic signal that propagates as seismic waves in underground formations, recording at a first recording depth in the borehole of a representation of a first seismic wave which is received from dot the seismic signal and propagates in a foundation formation close to the borehole, determination of a depth interval along the borehole corresponding to a time interval which is dependent on a selected consequence of a seismic wave that propagates in a known mode and with a known speed in the foundation formation, and recording at a second depth in the borehole different from the first depth by the specified depth interval of a representation of a second seismic wave in such a way that the first and second recorded representations of the seismic waves propagating in the bedrock formation near the borehole , can comb are as a function of said time interval to preferentially suppress seismic waves propagating in a given direction and amplify the seismic waves propagating in a direction opposite to the given direction.

2. Method according to claim 1, characterized in that the registration at said depth comprises generating the representations of said first and second representations of seismic waves with a delay of the time interval, in order to provide a delayed representation of one of the seismic waves for combining with the underlying representation of the seismic wave.

3. Method according to claim 2, characterized in that the delayed representation is combined with the underlying representation of the seismic wave by subtraction to suppress seismic waves propagating in the direction from the depth of the delayed representation towards the depth of the underlying representation, while seismic waves propagating in the direction from the underlying depth towards the delayed depth are amplified.

4. Method© according to claim 3* characterized in that the depth of the delayed representation is shallower than the depth of the underlying representation, and in that the suppressed seismic waves propagate downwards and the amplified seismic waves propagate upwards in the underground formations near the borehole.;

5. Method according to claim 4, characterized in that the selected wave part is approximately a quarter of the wave period of the seismic © wave that propagates in a known mode in the base formation near the borehole between the first and second depth.;

6. Method © according to claim 4, characterized in that the selected wave part is approximately a quarter of the wave period of the seismic wave that propagates in a known mode in the base formation near the borehole between the first and second depth.;

7. Method according to claim 1, characterized in that the selected wavelength part is approximately a quarter of the wavelength of the seismic wave that propagates in a known mode in the basic formation near the borehole between the first and second depth.;

8. Method according to claim 7, characterized in that the recording at the second depth comprises generating the representation of the first seismic wave delayed by the mentioned time interval to provide a delayed representation of the first seismic wave for combination with the representation of the second seismic wave .;

9. Method according to claim 8, characterized in that the registration at the second depth comprises generating the representation of the first seismic wave delayed by the mentioned time interval in order to provide a delayed representation for combining with the representation of the second seismic wave.;

10. Method according to claim 9# characterized by registration of said combined representations, determination of further depth intervals and registration at further depths that vary with said specific depth intervals, of further seismic wave representations which are delayed and combined with a delay which is a function of the time interval for the selected wave portion, to produce additional seismic records which suppress seismic waves propagating in said direction, and by recording said records along a vertical scale with said time interval between said records.;

11. Method for producing a vertical seismic pxophile from borehole recordings of seismic waves propagating in bedrock formations, characterized by a) production at different borehole depths of representations of borehole recorded seismic waves propagating in bedrock formations near a borehole, b) determining a time interval corresponding to a selected part of a wavelength of a seismic wave that is present in one of the representations and that propagates in a given mode in the formation down the borehole, e) determination of a depth interval corresponding to said time interval using the propagation speed of said mode in the formation, d) selection from the provided representations of borehole recorded seismic wave representations that vary in borehole depths approximately with the determined depth interval, and e) combining said selected representations as a function of the determined time interval to provide a vertical seismic profile trace representation that preferentially suppresses seismic waves propagating in said mode at said velocities in a given direction and amplifies the propagating seismic waves in a direction opposite to the given direction.;

12. Method according to claim 11, characterized in that the time interval corresponding to the selected part of a seismic wave is a quarter of the period of the seismic wave.;

13. Method according to claim 11, characterized by registration of the produced track.;

14. Method for producing a vertical seismic profile from borehole recordings of seismic waves propagating in foundation formations, characterized by: a) generating a representation of first borehole recorded seismic waves propagating in a bedrock formation near a borehole at a first borehole depth; b) generating additional representations of borehole recorded seismic waves propagating in bedrock formations at further borehole depths varying in distance from the first borehole depth; c) determination of a time interval <g> if corresponds to a selected part of the period of a seismic wave propagating in the formation near the borehole at the first borehole depth, d) determination of a depth interval using a propagation velocity of the formation and the determined time interval corresponding to the selected part of the seismic wave; e) selecting from the provided further representations of borehole recorded seismic waves at further borehole depths, a representation at the borehole depth which approximately corresponds to a depth which varies from the first borehole depth by said specified depth interval, and f) combining, as a function of the determined time interval, said first and selected representations of borehole recorded seismic waves propagating along the borehole to produce a vertical seismic profile trace representation that preferentially enhances seismic waves propagating at said velocity in one direction and suppresses seismic waves propagating at said speed in other directions.;

15. F rem walking method according to claim 14, characterized in that steps (d), (e) and (f) are repeated for further depth intervals and representations to produce further tracks.;

16. Method according to claim 15, characterized by recording the traces in increments of the determined time interval to produce a vertical seismic profile.;

17. Method for producing a vertical seismogram from borehole recordings of seismic waves propagating in bedrock formations, characterized by a) producing a representation of a first borehole registered seismic wave propagating in a bedrock near a borehole by a first borehole depth, b) producing additional representations of additional borehole recorded seismic waves propagating in the underlying formations at additional borehole depths varying in distance from the first borehole depth; c) determining a time interval corresponding to a selected portion of the wavelength of the seismic wave propagating in the formations near the borehole at the first borehole depth; å) determination of a depth interval using the rate of propagation in the formation and the determined time interval corresponding to the selected part of the wavelength, e) selection from the generated additional representations of borehole recorded seismic waves at further borehole depths" of the representation at the borehole depth which approximately corresponds to a depth which varies from the first depth by the determined depth interval, f) combining as a function of the determined time interval said first and selected representations of said borehole recorded seismic waves propagating along the borehole, the combination preferably suppressing seismic waves propagating at said velocity in one direction, and g) recording said combined representations of the borehole recorded seismic waves as a trace in a vertical seismogram.;

18. Method according to claim 17, characterized in that steps (a) to (f) are repeated using the borehole depth of the last selected representation as the first borehole depth, to select, combine and register additional tracks in the vertical seismogram that suppress seismic waves propagating at said speed in said one direction.;

19. Method according to claim 18, characterized by repeating step (d) to determine different depth intervals using the varying propagation velocities in the different formations to select, combine and register additional traces that suppress seismic waves that propagate in said one direction at the varying speeds.;

20. Method according to claim 18, characterized by: h) determination of a time interval corresponding to another selected part of the wavelength for the seismic wave propagating in another direction in the formation down the borehole at said first borehole depth, i) determination of another depth interval using a propagation velocity of the formation and the time interval corresponding to the second selected portion of the wave section; j) selecting from the additional representations of the borehole recorded seismic waves, another representation at the borehole depth which approximately corresponds to a depth varying from the first borehole depth by the second determined depth interval, and k) combining, as a function of the determined time interval, the first and second selected representations of the borehole recorded seismic waves propagating along the borehole to provide a vertical seismogram trace representation, preferably by suppressing the second portion of selected seismic waves propagating itself with the said speed in the other direction.;

21. Method for generating a vertical seismic profile from borehole recordings of seismic waves propagating in underground formations, characterized by * a) providing representations of borehole recorded seismic waves propagating in underground formations at different borehole depths, b) determination of a time interval corresponding to a selected part of the period for a seismic wave propagating in a given mode in the formation near the borehole at a given borehole depth, c) determining a depth interval using the propagation speed of the given mode in the formation and said time interval corresponding to said selected part of the wave period; d) selection from the aforementioned provided representations of borehole-recorded seismic waves at the aforementioned different borehole depths, of representations at borehole depths that approximately correspond to depths that vary with said specific depth interval, e) delaying said one of the selected representations by the determined time interval and combining the selected representations of the borehole recorded seismic waves propagating along the borehole to provide a vertical seismic profile trace representation wherein preferably seismic waves propagating with said speed in one direction is suppressed.

22. Method according to claim 21, characterized in that the time interval corresponding to said selected part of a seismic wave is a quarter of the period of the seismic wave and the delay corresponds to propagation in a given direction to suppress waves propagating in said given direction.

23. Method according to claim 21, characterized by g) determination of another time interval corresponding to a selected part of the period of another seismic wave propagating in the formation near the borehole at the given borehole depth; h) determining a second depth interval using a propagation speed of said second seismic wave propagating in the formation and the second time interval corresponding to said second wave,

1) selection from the aforementioned provided representations of borehole-recorded seismic waves, of other representations at borehole depths that approximately correspond to depths that vary with said other determined depth interval, j) delaying one of the selected second representations as a function of said second determined time interval, and k) combining said second selected and delayed representations of said borehole recorded seismic waves propagating along the borehole to produce a different vertical seismogram trace representation that preferentially suppresses said second seismic wave propagating at said velocity in said given direction.

24. Method according to claim 21, characterized by vedi g) determination of a different time interval corresponding to said selected part of the period of a different seismic wave propagating in the formation near the borehole at the given borehole depth, h) determination of different depth intervals using a propagation speed of the different seismic wave in the formation and the different time interval corresponding to the different wave; i) selection from said provided representations of different representations recorded at borehole depths that approximately correspond to depths that vary with said determined different depth intervals, j) delaying one of the selected different representations as a function of said different determined time intervals, and k) combining do selected different representations of the seismic waves propagating along the borehole to provide a different vertical seismogram trace representation that preferentially suppresses said different seismic wave propagating at the velocity of the different seismic wave in the given direction.

25. Procedure for vertical seismic survey in connection with a borehole that penetrates foundation formations, characterized by: repeated emission of periodic seismic signals that propagate as seismic waves in underground formations, recording at a first recording depth in a borehole of a first seismic wave received from the seismic signal and propagating in the bedrock formations near the borehole, determination of a time interval corresponding to a quarter of the period of a seismic wave propagating in the formation, determination of a depth interval along the borehole using a known propagation rate of the formation and corresponding to the determined time interval, recording at a second depth that differs from the first depth by the specified depth interval, of a second seismic wave received from the seismic signal and propagating in the bedrock formations near the borehole, and combining as a function of the first depth interval, of the first and second recorded seismic waves received from the seismic signal to preferentially amplify seismic waves propagating at said propagation speed in the bedrock formations near the borehole in one direction, while seismic waves propagating at said speed in other directions are suppressed .

26. Seismic survey method for producing a vertical seismic profile of a borehole, characterized by: emission of seismic waves from a source, detection of pseudo-periodic waves received by means of an apparatus arranged in the borehole at different successive depth levels, recording signals corresponding to the detected waves to obtain waveforms each representing, as a function of time, the waves detected at said depth levels, the depth intervals between the depth levels being determined from the propagation speed and quarter-wave period of seismic waves in subsurface formations near the borehole at the aforementioned depth levels, to approximately correspond to a quarter wavelength in the formation, combining signals recorded at depth levels separated by said quarter wavelength to provide combined signals that suppress seismic waves propagating in one direction while suppressing seismic waves propagating in an opposite direction, and recording the combined signals to produce a vertical seismic profile.

27. Method according to claim 26, characterized in that during the combination a delay of a quarter wave period is used between the signals.

28. Method according to claim 27, characterized in that the delay of a quarter wave period is introduced into the signal recorded at the shallower of the two depth levels which are combined to suppress signals propagating in the shallow to deep direction, while signals propagating in

29. Method according to claim 28, characterized in that the combining includes subtracting the combined signals to provide traces for the vertical seismic profile.

30. Apparatus for generating a vertical seismic profile from borehole recordings of seismic waves propagating in foundation formations, characterized by a) means for recording, at different borehole depths, representations of borehole-recorded seismic waves propagating in underground formations near a borehole, b) means for determining a time interval corresponding to a selected part of a wavelength of a seismic wave present in one of the representations and propagating in a given mode in the formation near the borehole; c) means for determining a depth interval corresponding to the time interval using the propagation speed of said mode in the formation, d) means for moving a receiver of the borehole seismic waves to borehole levels varying in depth approximately with the determined depth interval to provide recorded representations of the borehole seismic waves shifted by the determined time interval, and e) means for combining the recorded representations as a function of the determined time interval to produce vertical seismic profile traces which preferentially suppress seismic waves propagating in said mode at said velocities in a given direction and amplify the seismic waves propagating in said mode a direction opposite to the given direction.

31. Apparatus according to claim 30, characterized in that the time interval corresponding to the selected part of a seismic wave is a quarter of the period of the seismic wave.