NO20121476A1

NO20121476A1 - Method and apparatus for removing ghost from seismic data.

Info

Publication number: NO20121476A1
Application number: NO20121476A
Authority: NO
Inventors: Robert Soubaras
Original assignee: Cggveritas Services Sa
Priority date: 2010-06-10
Filing date: 2012-12-07
Publication date: 2013-01-07
Also published as: GB2488270A; GB201208930D0; BRPI1102660A2; GB2488270B; EG26961A

Abstract

Apparat, datamaskininstruksjoner og fremgangsmåte for å avspøke seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Fremgangsmåten inkluderer å mate inn data registrert av detektorer som blir slept av et fartøy, idet dataene blir assosiert med bølger som går fra grunnformasjonen til detektorene; å anvende en migrasjonsprosedyre på dataene for å fastlegge en første avbildning av grunnformasjonen; å anvende en speilmigrasjon på dataene for å fastlegge en andre avbildning av grunnformasjonen; en felles dekonvolusjon av den første avbildningen og den andre avbildningen for å avspøke en reflektivitet av grunnformasjonen; og å generere en endelig avbildning av grunnformasjonen basert på en reflektivitet uten spøkelse av det forente dekonvolusjonstrinnet.Apparatus, computer instructions and method for detecting seismic data related to a ground formation under a water body. The method includes inputting data recorded by detectors being towed by a vessel, the data being associated with waves passing from the base formation to the detectors; applying a migration procedure to the data to determine a first mapping of the base formation; applying a mirror migration to the data to determine a second image of the base formation; a common deconvolution of the first image and the second image to reflect a reflectivity of the basic formation; and generating a final mapping of the base formation based on a reflectivity without ghosting of the united deconvolution stage.

Description

Oppfinnelsens tekniske område Technical field of the invention

Utførelsesformer av søknadsgjenstanden som beskrives nedenfor, vedrører generelt fremgangsmåter og systemer og, mer spesielt, mekanismer og teknikker for å avspøke seismiske data. Embodiments of the subject matter described below generally relate to methods and systems and, more particularly, mechanisms and techniques for de-interlacing seismic data.

Diskusjon av bakgrunnen Discussion of the background

I løpet av de seneste årene er interessen for utvikling av nye olje- og gassproduksjonsfelt økt dramatisk. Tilgjengeligheten av landbaserte produksjonsfelt er imidlertid begrenset. Industrien har følgelig nå utvidet boring til offshorefelt som antas å inneholde et svært stor mengde med fossilt brennstoff. Boring offshore er en kostbar prosess. De som er engasjert i en slik kostbar operasjon, investerer følgelig vesentlig i geofysiske undersøkelser for mer nøyaktig å fastlegge hvor en skal bore eller ikke (for å unngå tørre hull). In recent years, interest in the development of new oil and gas production fields has increased dramatically. However, the availability of land-based production fields is limited. Consequently, the industry has now expanded drilling to offshore fields which are believed to contain a very large amount of fossil fuel. Drilling offshore is an expensive process. Those engaged in such an expensive operation consequently invest significantly in geophysical surveys to more accurately determine where to drill or not (to avoid dry holes).

Marin, seismisk dataakkvisisjon og prosessering genererer en profil (avbildning) av den geofysiske strukturen (grunnformasjonen) under sjøbunnen. Mens denne profilen ikke fremskaffer en nøyaktig lokalisering av oljen og gassen, antyder den for de som er kyndige på området, tilstedeværelse eller fravær av olje og/eller gass. Å fremskaffe en høyoppløst avbildning av grunnformasjonen er følgelig en pågående prosess i utvinningen av naturressurser, inkludert blant annet olje og/eller gass. Marine seismic data acquisition and processing generates a profile (image) of the geophysical structure (bedrock formation) beneath the seabed. While this profile does not provide an exact location of the oil and gas, it does suggest to those skilled in the art the presence or absence of oil and/or gas. Obtaining a high-resolution image of the base formation is therefore an ongoing process in the extraction of natural resources, including among other things oil and/or gas.

Under en seismisk innsamlingsprosess, som vist i figur 1, sleper et fartøy 10 et flertall detektorer 12. Flertallet detektorer 12 er anordnet langs en kabel 14. Kabelen 14, sammen med dens tilhørende detektorer 12, blir av de som er kyndige på området, noen ganger referert til som en streamer 16. Fartøyet 10 kan slepe et flertall streamere 16 samtidig. Streamerne kan være beliggende horisontalt, det vil liggende på en konstant dybde z-\ i forhold til havflaten 18. Flertallet streamere 16 kan også danne en konstant vinkel (det vil si at streamerne kan være skråstilt) i forhold til havflaten som vist i US patentskrift nr. 4,992,992, idet hele innholdet i denne publikasjonen herved er inkorporert ved referansen. Figur 2 viser en slik konfigurasjon der alle detektorene 12 er distribuert langs en skrådd, rett linje 14 som danner en konstant vinkel a med en horisontal referanselinje 30. During a seismic acquisition process, as shown in Figure 1, a vessel 10 tows a plurality of detectors 12. The plurality of detectors 12 are arranged along a cable 14. The cable 14, together with its associated detectors 12, are, by those skilled in the art, some sometimes referred to as a streamer 16. The vessel 10 can tow a plurality of streamers 16 simultaneously. The streamers can be located horizontally, that is, lying at a constant depth z-\ in relation to the sea surface 18. The majority of streamers 16 can also form a constant angle (that is, the streamers can be inclined) in relation to the sea surface as shown in US patent No. 4,992,992, the entire contents of this publication being hereby incorporated by reference. Figure 2 shows such a configuration where all the detectors 12 are distributed along an inclined, straight line 14 which forms a constant angle a with a horizontal reference line 30.

Med henvisning til figur 1, trekker fartøyet 10 også en lydkilde 20 som er konfigurert for å generere en akustisk bølge 22a. Den akustiske bølgen 22a forplanter seg nedover og penetrerer sjøbunnen 24, for etter hvert å bli reflektert av en reflekterende struktur 26 (deflektor). Den reflekterte, akustiske bølgen 22b forplanter seg oppover og blir detektert av detektor 12. Av hensyn til enkeltheten, viser figur 1 bare to baner 22a som samsvarer med den akustiske bølgen. Den akustiske bølgen som sendes ut fra kilden 20 kan i det vesentlige være en sfærisk bølge, for eksempel den forplanter i alle retninger, med utgangspunkt fra kilden 20. Deler av den reflekterte akustiske bølgen 22b (primært) blir registrert av de ulike detektorene 12 (de registrerte signalene blir kalt traser), mens deler av den reflekterte bølgen 22c passerer detektorene 12 og treffer vannflaten 18. Siden grensesnittet mellom vann og luft approksimeres godt som en kvasi-perfekt reflektor (det vil si vannflaten fungerer som et speil for de akustiske bølgene), der den reflekterte bølge 22c blir reflektert tilbake til detektoren 12 som vist ved bølgen 22d i figur 1. Bølgen 22d blir normalt referert til som en spøkelsesbølge, fordi denne bølgen er forårsaket av en uekte eller falsk refleksjon. Spøkelsene blir også registrert av detektoren 12, men med en reversert polaritet og en tidsforsinkelse i forhold til den primære bølge 22b. Den ødeleggende effekten at spøkelsesankomsten har en seismisk båndbredde og oppløsning som er kjent. I essens kan interferens mellom primær- og spøkelsesankomstene forårsake hakk, eller gap i frekvensinnholdet som registres av detektorene. Referring to Figure 1, the vessel 10 also draws a sound source 20 which is configured to generate an acoustic wave 22a. The acoustic wave 22a propagates downwards and penetrates the seabed 24, to eventually be reflected by a reflective structure 26 (deflector). The reflected acoustic wave 22b propagates upwards and is detected by detector 12. For simplicity, Figure 1 shows only two paths 22a corresponding to the acoustic wave. The acoustic wave emitted from the source 20 can essentially be a spherical wave, for example it propagates in all directions, starting from the source 20. Parts of the reflected acoustic wave 22b (primarily) are recorded by the various detectors 12 ( the recorded signals are called traces), while parts of the reflected wave 22c pass the detectors 12 and hit the water surface 18. Since the interface between water and air is well approximated as a quasi-perfect reflector (that is, the water surface acts as a mirror for the acoustic waves ), where the reflected wave 22c is reflected back to the detector 12 as shown by the wave 22d in Figure 1. The wave 22d is normally referred to as a ghost wave, because this wave is caused by a spurious or spurious reflection. The ghosts are also registered by the detector 12, but with a reversed polarity and a time delay in relation to the primary wave 22b. The devastating effect that the ghost arrival has a seismic bandwidth and resolution that is known. In essence, interference between the primary and ghost arrivals can cause notches, or gaps, in the frequency content recorded by the detectors.

Trasene kan bli anvendt for å fastlegge grunnformasjonen (det vil si jordstrukturen under overflaten 24) og å fastlegge posisjonen og tilstedeværelsen av reflektorer 26. Spøkelsene forstyrrer imidlertid nøyaktigheten til sluttavbildningen av grunnformasjonen og i det minste av denne grunn, eksisterer det forskjellige fremgangsmåter for avspøking, det vil si å avspøke resultatet av en seismisk analyse. De faktiske målingene trenger videre å bli prosessert for å oppnå den korrekte posisjonen til de forskjellige delene (reflektorene) i grunnformasjonen. En slik prosesseringsfremgangsmåte er migrasjonen. The traces can be used to determine the bedrock (that is, the soil structure below the surface 24) and to determine the position and presence of reflectors 26. However, the ghosting interferes with the accuracy of the final image of the bedrock and, at least for this reason, there are various methods of deghosting, that is, debunking the result of a seismic analysis. The actual measurements further need to be processed to obtain the correct position of the different parts (reflectors) in the base formation. One such processing method is the migration.

US patentskriftene nr. 4,353,121 og 4,992,992, der hele innholdet herved inkluderes ved referansen, beskriver prosesseringsprosedyrer som tillater avspøkingav registrerte seismiske dataene ved å benytte en akkvisisjonsinnretning som inkluderer en seismisk streamer som er skråstilt med en vinkel (i størrelsesorden på 2 grader) i forhold til vannflaten (skråstilt streamer). U.S. Patent Nos. 4,353,121 and 4,992,992, the entire contents of which are hereby incorporated by reference, describe processing procedures that allow de-interlacing of recorded seismic data using an acquisition device that includes a seismic streamer that is tilted at an angle (on the order of 2 degrees) relative to the water surface (slanted streamer).

Ved å anvende skråstilte streamere, er det mulig å oppnå undertrykking av spøkelser under datasummeringsoperasjonen (under pre-stakkingsoperasjonen). De innhentede dataene er faktisk redundante, og prosesseringsprosedyren inkluderer et summeringstrinn eller stakking «stacking» for å oppnå sluttavbildning av gunnformasjonens struktur fra de redundante dataene. Undertrykking av spøkelser blir innen teknikken gjennomført under stakkingstrinnet fordi registreringene som bidrar til stakken, som blir registrert av de ulike mottakerne, har hakk ved forskjellige frekvenser, slik at informasjonen som mangler på grunn av tilstedeværelsen av et hakk i en seismisk mottaker, blir oppnådd fra en annen mottaker. By using slanted streamers, it is possible to achieve ghost suppression during the data summing operation (during the pre-stacking operation). The acquired data is actually redundant, and the processing procedure includes a summation step or stacking to obtain the final image of the gun formation structure from the redundant data. Ghost suppression is accomplished in the art during the stacking step because the records contributing to the stack, which are recorded by the various receivers, have notches at different frequencies, so that the information missing due to the presence of a notch in a seismic receiver is obtained from another recipient.

Videre beskriver US patentskrift nr. 4,353,121 en seismisk dataprosesserings-prosedyre basert på følgende kjente trinn: (1) felles dybdepunktinnsamling, (2) en-dimensjonal (1D) ekstrapolering på en horisontal overflate, eller «datuming», (3) Normal Move Out (NMO)-korrigering, og (4) summering eller stakk. Furthermore, US Patent No. 4,353,121 describes a seismic data processing procedure based on the following known steps: (1) joint depth point acquisition, (2) one-dimensional (1D) extrapolation on a horizontal surface, or "datuming", (3) Normal Move Out (NMO) correction, and (4) summation or stack.

Datuming er en prosesseringsprosedyre der data fra N seismiske detektorer Dn (med posisjonene (xn ,zn) hvor n=1 ,...N og N er et naturlig tall,Xj= xj, menZ\forskjellig fra zjder i og j tar verdier mellom 1 og N), blir anvendt på syntetiserte data samsvarende med seismiske detektorer som har samme horisontale posisjoner xnog en samme konstant referansedybde zofor alle de seismiske detektorene. Datuming is a processing procedure where data from N seismic detectors Dn (with positions (xn ,zn) where n=1 ,...N and N is a natural number,Xj= xj, butZ\different from zjder i and j take values between 1 and N), is applied to synthesized data corresponding to seismic detectors that have the same horizontal positions x and the same constant reference depth for all the seismic detectors.

Datuming er kalt 1D om det blir antatt at de seismiske bølgene forplanter seg vertikalt. I det tilfellet inkluderer prosedyren å anvende på hver tidsområde-registrering innhentet av en gitt seismisk detektor, en forsinkelse eller et statisk skifte som korresponderer med den vertikale forplantningstiden mellom den samme dybden zotil en detektor Dn og referansedybden z0. Datuming is called 1D if it is assumed that the seismic waves propagate vertically. In that case, the procedure includes applying to each time-domain record obtained by a given seismic detector a delay or a static shift corresponding to the vertical propagation time between the same depth zotil a detector Dn and the reference depth z0.

Videre beskriver US patentskrift nr. 4,353,121 en summering av primæruttrykkene (den primære stakk) ved å anvende NMO-korreksjonen som oppstiller primæruttrykkene på linje, deretter en summasjon av spøkelsene (spøkelsesstakk) ved å oppstille spøkelsesrefleksjonene på linje, og deretter å kombinere resultatet fra disse to trinnene for å oppnå en post-stakket avbildning med et forbedret signal-til-støy- forhold. Furthermore, US Patent No. 4,353,121 describes a summation of the primary expressions (the primary stack) by applying the NMO correction which aligns the primary expressions, then a summation of the ghosts (ghost stack) by aligning the ghost reflections, and then combining the result from these two steps to obtain a post-stacked image with an improved signal-to-noise ratio.

Tilsvarende som for US patentskrift nr. 4,353,121, foreslår US 4,992,992 å re-konstituere fra de seismiske dataene som blir registrert med en skråstilt kabel, data som de ville ha blitt registret av en horisontal kabel. US patentskrift nr. 4,992,992 tar imidlertid hensyn til den ikke-vertikale forplantningen av seismiske bølger ved å erstatte 1 D-datumtrinnene ifølge US patentskrift nr. 4,353,121 med et 2D-datuming-trinn. 2D-datumingtrinnet tar hensyn til det faktum at forplantningen av bølgene ikke nødvendigvis er vertikal, ulikt hva som er antatt å være tilfellet ved 1 D-datumtrinnet foreslått i US patentskrift nr. 4,353,121. Similar to US Patent No. 4,353,121, US 4,992,992 proposes to reconstitute from the seismic data recorded with an inclined cable, data as it would have been recorded by a horizontal cable. However, US Patent No. 4,992,992 takes into account the non-vertical propagation of seismic waves by replacing the 1D datum steps of US Patent No. 4,353,121 with a 2D datuming step. The 2D datum step takes into account the fact that the propagation of the waves is not necessarily vertical, unlike what is believed to be the case with the 1 D datum step proposed in US Patent No. 4,353,121.

Mer spesifikt rekonstruerer US 4,992,992 de to settene med seismiske data som om de var blitt registrert av en horisontal streamer og summerer deretter de to settene etter å ha blitt multiplisert med en faktor. Det første settet med data blir syntetisert ved å anta at de seismiske bølgene forplanter seg oppover tilsvarende som de primære bølgene, og det andre settet blir syntetisert ved å anta at de seismiske bølgene forplanter seg nedover slik som spøkelsene. Forplantning oppad (stigende bølge) er definert av forplantningsvinkler mellom 0° og 180° i forhold til horisontalen, og forplantning nedover (synkende bølge) blir definert av forplantningsvinkler mellom 180° og 360° i forhold til horisontalen. More specifically, US 4,992,992 reconstructs the two sets of seismic data as if they had been recorded by a horizontal streamer and then sums the two sets after being multiplied by a factor. The first set of data is synthesized by assuming that the seismic waves propagate upwards similar to the primary waves, and the second set is synthesized by assuming that the seismic waves propagate downwards like the ghosts. Upward propagation (rising wave) is defined by propagation angles between 0° and 180° relative to the horizontal, and downward propagation (descending wave) is defined by propagation angles between 180° and 360° relative to the horizontal.

Fremgangsmåtene beskrevet i US patentskriftene nr. 4,353,121 og 4,992,992 er seismiske prosesseringsprosedyrer i én dimensjon og i to dimensjoner. Slike prosedyrer kan imidlertid ikke bli generalisert til tre dimensjoner. Dette er slik fordi et samplingsintervall til sensorene i den tredje dimensjonen er gitt av separasjonen mellom streamerne i en størrelsesorden på 150 m, som er mye større enn samplingsintervallet til sensorene langs streamerne som er i størrelsesorden 12,5 m. De eksisterende prosedyrene kan også anvende et trinn for avspøking ved starten av prosesseringen, noe som ikke alltid er veldig effektivt. The methods described in US Patent Nos. 4,353,121 and 4,992,992 are one-dimensional and two-dimensional seismic processing procedures. However, such procedures cannot be generalized to three dimensions. This is so because a sampling interval of the sensors in the third dimension is given by the separation between the streamers of the order of 150 m, which is much larger than the sampling interval of the sensors along the streamers which is of the order of 12.5 m. The existing procedures can also apply a de-joking step at the start of processing, which is not always very efficient.

Følgelig ville det være ønskelig å skaffe tilveie systemer og fremgangsmåter som unngår ovennevnte problemer og ulemper, for eksempel å skaffe tilveie en 3D seismisk prosesseringsprosedyre som tillater avbildning av grunnformasjonens geologi basert marine seismiske data registrert på forskjellige vanndyp. Accordingly, it would be desirable to provide systems and methods that avoid the above-mentioned problems and disadvantages, for example to provide a 3D seismic processing procedure that allows imaging of the bedrock geology based on marine seismic data recorded at different water depths.

Oppsummering Summary

Ifølge en eksemplifisert utførelsesform, er det en fremgangsmåte for å fjerne seismiske spøkelsesdata relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Fremgangsmåten inkluderer å mate inn data som er registrert av detektorer som blir slept av et fartøy, idet dataene blir assosiert med bølger som beveger seg fra grunnformasjonen til detektorene; å anvende en migrasjonsprosedyre på dataene for å fastlegge en første avbildning av grunnformasjonen; å anvende en speilmigrasjonsprosedyre på dataene for å fastlegge en andre avbildning av grunnformasjonen; felles dekonvolusjon av den første avbildningen og den andre avbildningen for å avspøke en reflektivitet av grunnformasjonen; og å generere en slutt-avbildning av grunnformasjonen, basert på den avspøkede reflektiviteten i det felles dekonvolusjonstrinn. According to an exemplified embodiment, there is a method for removing seismic ghost data related to a bedrock formation beneath a body of water. The method includes feeding data recorded by detectors towed by a vessel, the data being associated with waves traveling from the bedrock to the detectors; applying a migration procedure to the data to determine a first image of the base formation; applying a mirror migration procedure to the data to determine a second image of the base formation; joint deconvolution of the first image and the second image to extract a reflectivity of the underlying formation; and generating a final image of the base formation, based on the extracted reflectivity in the joint deconvolution step.

Ifølge nok en annen eksemplifisert utførelsesform, er det en prosesseringsinnretning for å avspøke seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Prosesseringsinnretningen inkluderer et grensesnitt som er konfigurert for å motta data registrert av detektorer som blir slept av et fartøy; dataene som er assosiert med bølger som beveger seg fra grunnformasjonen til detektorene; og en prosessor som er forbundet med grensesnittet. Prosessoren er konfigurert for å anvende en migrasjonsprosedyre på dataene for å fastlegge en første avbildning av grunnformasjonen, å anvende en speilmigrasjonsprosedyre på dataene for å fast-legge en andre avbildning av grunnformasjonen, felles dekonvolusjon av den første avbildningen og den andre avbildningen for å avspøke en reflektivitet fra grunnformasjonen, og å generere en sluttavbildning av grunnformasjonen basert på den avspøkede reflektiviteten i nevnte felles de-konvolverte trinn. According to yet another exemplified embodiment, there is a processing device for deriving seismic data related to a bedrock formation beneath a body of water. The processing device includes an interface configured to receive data recorded by detectors being towed by a vessel; the data associated with waves traveling from the underlying formation to the detectors; and a processor that is connected to the interface. The processor is configured to apply a migration procedure to the data to determine a first image of the base formation, to apply a mirror migration procedure to the data to determine a second image of the base formation, joint deconvolution of the first image and the second image to extract a reflectivity from the base formation, and generating a final image of the base formation based on the extracted reflectivity in said common de-convoluted step.

Ifølge nok en annen eksemplifisert utførelsesform, er det et datamaskinlesbart medium som inkluderer datamaskinutførbare instruksjoner, der instruksjonene, når disse utføres, implementerer en fremgangsmåte for å avspøke seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Fremgangsmåten inkluderer å mate inn data registrert av detektorer som blir slept av et fartøy, idet dataene blir assosiert med bølger som beveger seg fra grunnformasjonen til detektorene, å anvende en migrasjonsprosedyre på dataene for å fastlegge en første avbildning av grunnformasjonen; å anvende en speilmigrasjonsprosedyre på dataene for å fastlegge en andre avbildning av grunnformasjonen; felles dekonvolusjon av den første avbildningen og den andre avbildningen for å avspøke en reflektivitet av grunnformasjonen; og å generere en sluttavbildning av grunnformasjonen basert på den avspøkede reflektiviteten der spøkelser er fjernet (bedre? se også ovenfor) til nevnte felles dekonvolusjonstrinn. According to yet another exemplified embodiment, there is a computer-readable medium that includes computer-executable instructions, wherein the instructions, when executed, implement a method of deriving seismic data related to a bedrock formation beneath a body of water. The method includes feeding data recorded by detectors towed by a vessel, the data being associated with waves traveling from the bedrock to the detectors, applying a migration procedure to the data to establish an initial image of the bedrock; applying a mirror migration procedure to the data to determine a second image of the base formation; joint deconvolution of the first image and the second image to extract a reflectivity of the underlying formation; and generating a final image of the base formation based on the ghosted reflectivity where ghosts have been removed (better? see also above) to said common deconvolution step.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

De medfølgende tegningene, som er inkorporert i og som utgjør en del av spesifikasjonen, illustrerer én eller flere utførelsesformer, og forklarer sammen med beskrivelsen disse utførelsesformene. Tegningene viser: figur 1 er et skjematisk diagram av et konvensjonelt seismisk system for dataakkvisisjon som anvender en horisontal streamer; The accompanying drawings, which are incorporated in and form a part of the specification, illustrate one or more embodiments and, together with the description, explain those embodiments. The drawings show: Figure 1 is a schematic diagram of a conventional seismic data acquisition system using a horizontal streamer;

figur 2 er et skjematisk diagram av et konvensjonelt seismisk system som anvender en skråstilt streamer; Figure 2 is a schematic diagram of a conventional seismic system using an inclined streamer;

figur 3 er et skjematisk diagram av et seismisk dataakkvisisjonssystem som har en streamer med en kurvet profil; Figure 3 is a schematic diagram of a seismic data acquisition system having a streamer with a curved profile;

figur 4 illustrerer de nedad rettede og de oppad rettede bølger som er produsert av en kilde og som registreres av et flertall detektorer; Figure 4 illustrates the downward and upward waves produced by a source and detected by a plurality of detectors;

figur 5 er et flytdiagram av en fremgangsmåte ifølge en eksemplifisert fremgangsmåte for å generere en sluttavbildning av en grunnformasjon; Figure 5 is a flow diagram of a method according to an exemplified method for generating a final image of a base formation;

figur 6 er en utskrift som illustrerer data prosessert ved en migrasjonsprosedyre; Figure 6 is a printout illustrating data processed by a migration procedure;

figur 7 er en utskrift som illustrerer data prosessert av en speilmigrasjonsprosedyre; Figure 7 is a printout illustrating data processed by a mirror migration procedure;

figur 8 er en utskrift av data som er prosessert med den nye prosedyren ifølge en eksemplifisert utførelsesform; Figure 8 is a printout of data processed with the new procedure according to an exemplified embodiment;

figur 9 er et flytskjema som illustrerer en fremgangsmåte forberegning av en sluttavbildning av en grunnformasjon ifølge en eksemplifisert utførelsesform; figure 9 is a flowchart illustrating a method for calculating a final image of a base formation according to an exemplified embodiment;

figur 10 er et skjematisk diagram av et prosesseringsapparat som er konfigurert for å gjennomføre en ny fremgangsmåte ifølge en eksemplifisert utførelsesform; og Figure 10 is a schematic diagram of a processing apparatus configured to perform a novel method according to an exemplified embodiment; and

figur 11 er et flytskjema som illustrerer en fremgangsmåte for å fjerne spøkelser ifølge en eksemplifisert utførelsesform. Figure 11 is a flowchart illustrating a method for removing ghosts according to an exemplified embodiment.

Detaljert beskrivelse Detailed description

Den følgende beskrivelse av de eksemplifiserte utførelsesformene referer til de medfølgende tegninger. De samme henvisningstall i de forskjellige tegningene identifiserer de samme eller lignende elementer. Den følgende detaljerte beskrivelse begrenser ikke oppfinnelsen. I stedet blir oppfinnelsens omfang definert av de med-følgende patentkrav. De følgende utførelsesformer blir diskutert for enkelthets skyld med hensyn til terminologien og strukturen til migrasjonen, speilmigrasjonen og de tilpassede speilmigrasjonsprosesser for å fastlegge en sluttavbildning av grunnformasjonen. Utførelsesformene som skal diskuteres nedenfor er imidlertid ikke begrenset til disse prosessene, men kan bli anvendt på andre prosesser som blir anvendt for prosessering av seismiske data eller andre data relatert til fastlegging av posisjonen til en grunnformasjon som ikke kan nås direkte for målinger. The following description of the exemplified embodiments refers to the accompanying drawings. The same reference numerals in the various drawings identify the same or similar elements. The following detailed description does not limit the invention. Instead, the scope of the invention is defined by the accompanying patent claims. The following embodiments are discussed for simplicity with respect to the terminology and structure of the migration, the mirror migration, and the custom mirror migration processes to determine a final image of the base formation. However, the embodiments to be discussed below are not limited to these processes, but can be applied to other processes that are used for processing seismic data or other data related to determining the position of a base formation that cannot be reached directly for measurements.

Henvisning gjennom hele spesifikasjonen til «én utførelsesform» eller «en utførelsesform» betyr at et spesifikt trekk, en struktur eller en karakteristikk beskrevet i forbindelse med en utførelsesform, er inkludert i minst én utførelsesform av søknadsgjenstanden som er vist og beskrevet. Bruken av «i én utførelsesform» eller «i en utførelsesform» på forskjellige steder gjennom hele spesifikasjonen, refererer ikke nødvendigvis til den samme utførelsesformen. Spesifikke trekk, strukturer eller karakteristikker kan bli kombinert på en hvilken som helst egnet måte i én eller flere utførelsesformer. Reference throughout the specification to "one embodiment" or "an embodiment" means that a specific feature, structure or characteristic described in connection with an embodiment is included in at least one embodiment of the subject matter shown and described. The use of "in one embodiment" or "in an embodiment" in various places throughout the specification does not necessarily refer to the same embodiment. Specific features, structures or characteristics may be combined in any suitable manner in one or more embodiments.

I følge en eksemplifisert utførelsesform, er det en fremgangsmåte for å fjerne spøkelser fra migrasjons- og speilmigrasjonsavbildninger ved en felles de-konvolverring for å genere en sluttavbildning av en grunnformasjon. I en annen eksemplifisert utførelsesform blir fjerningen av spøkelser gjennomført ved enden av prosesseringen (under en avbildningsfase) og ikke ved starten, slik som ved de tradisjonelle fremgangsmåtene. I nok en annen eksemplifisert utførelsesform gjøres det ikke noe datumtrinn på dataene. I nok en annen eksemplifisert utførelsesform kan fremgangs-måten anvendes uten restriksjoner slik som til en retning på forplantningen av bølgene. Ifølge nok en annen eksemplifisert utførelsesform blir en 3D seismisk prosesseringsprosedyre presentert og 3D-porsedyren tillater avbildning av grunn-formasjonens geologi basert på marine seismiske data registrert på forskjellige vanndyp. Ifølge nok en annen eksemplifisert utførelsesform, blir dataene som blir prosessert samlet inn ved å bruke streamere som har en kurvet profil, det vil si deler av detektorene er ikke anordnet på en skråstilt streamer, selv om detektorene har varierende dybder i forhold til vannoverflaten. Disse typer streamere ble vist i fransk patentsøknad nr. FR 1 052 576, benevnt «Method and Device to Acquire Marine Seismic data", idet hele innholdet i denne publikasjonen herved inkorporeres ved referansen, og også til US provisorisk patentsøknad nr. 61/392,982, Attorney Docket No. 100001/0336-001, benevnt «Method and Device to Acquire Seismic Data», der hele innholdet i denne publikasjonen herved inkorporeres ved referansen. Også den fransk patentsøknad nr. FR 1 054 599, som har tittelen «Method to Process Marine Seismic Data», er herved inkorporert ved referansen. According to an exemplified embodiment, there is a method for removing ghosts from migration and mirror migration images by a joint deconvolution to generate a final image of a base formation. In another exemplified embodiment, the removal of ghosts is carried out at the end of the processing (during an imaging phase) and not at the start, as in the traditional methods. In yet another exemplified embodiment, no datum step is performed on the data. In yet another exemplified embodiment, the method can be used without restrictions such as to a direction of the propagation of the waves. According to yet another exemplified embodiment, a 3D seismic processing procedure is presented and the 3D porcupine allows imaging of bedrock geology based on marine seismic data recorded at various water depths. According to yet another exemplified embodiment, the data being processed is collected using streamers having a curved profile, that is, parts of the detectors are not arranged on an inclined streamer, even though the detectors have varying depths relative to the water surface. These types of streamers were shown in French Patent Application No. FR 1,052,576, entitled "Method and Device to Acquire Marine Seismic data", the entire contents of this publication being hereby incorporated by reference, and also to US Provisional Patent Application No. 61/392,982, Attorney Docket No. 100001/0336-001, entitled "Method and Device to Acquire Seismic Data," the entire contents of this publication being hereby incorporated by reference. Also French Patent Application No. FR 1,054,599, entitled "Method to Process Marine Seismic Data", is hereby incorporated by reference.

Ifølge en annen eksemplifisert utførelsesform blir en ny fremgangsmåte for å fjerne spøkelser benyttet på en hvilken som helst bredbåndsakkvisisjonsteknikk. Fremgangsmåten for fjerning av spøkelser er ufølsom for støy, bevarer amplitude, og den er i stand til å fremskaffe den sanne jordresponsen uten spøkelser (det vil si at responsen som ville bli oppnådd, skulle vannflaten være ikke-reflekterende). Før vi diskuterer detaljene ved fremgangsmåten, er en oversikt av fremgangsmåten antatt å være i orden. Fremgangsmåten produserer en konvensjonell migrasjon så vel som en speilmigrasjon, og deretter gjennomfører fremgangs-måten en felles dekonvolusjon av disse to avbildningene. En speilmigrasjon blir referert til som én som migrerer fra et duplikatsett av mottakere som blir speilet over overflaten. Prosessen er illustrert på et 2D-syntetisk datasett som anvender en hastighetsmodell med en vertikal gradient, en faktisk luftkanonsmåbølge (wavelet) for å modellere skuddene, og en variabel dybdestreamer. Modelleringen av skuddene kan bli gjort med en reflekterende vannoverflate (spøkelsesdata). Skuddene med spøkelset blir prosessert gjennom deterministisk de-signatur, migrasjon, speilmigrasjon og felles dekonvolusjon. According to another exemplified embodiment, a new method for removing ghosts is applied to any broadband acquisition technique. The deghosting procedure is insensitive to noise, preserves amplitude, and it is able to provide the true ground response without ghosting (that is, the response that would be obtained if the water surface were non-reflective). Before we discuss the details of the procedure, an overview of the procedure is thought to be in order. The method produces a conventional migration as well as a mirror migration, and then the method performs a joint deconvolution of these two images. A mirror migration is referred to as one that migrates from a duplicate set of receivers that are mirrored across the surface. The process is illustrated on a 2D synthetic dataset using a velocity model with a vertical gradient, an actual airgun wavelet to model the shots, and a variable depth streamer. The modeling of the shots can be done with a reflective water surface (ghost data). The shots with the ghost are processed through deterministic de-signature, migration, mirror migration and joint deconvolution.

I den konvensjonelle migrasjonen, er de primære resultatene stakket perfekt, mens de ikke-perfekt stakkede spøkelsesresultatene blir presentert i form av en kausal rest av spøkelsessmåbølger (det vil si faseforskyvning av primærene). Motsatt, i speilmigrasjonen blir spøkelsesresultatene stakket perfekt med deres polaritet reversert, mens de ikke-perfekt stakkede primærresultatene blir presentert i form av en anti-kausal restsmåbølge (wavelet), (det vil si restprimærene går foran de vel avbildede spøkelsene). In the conventional migration, the primary results are perfectly stacked, while the non-perfectly stacked ghost results are presented in the form of a causal residual of ghost wavelets (ie phase shift of the primaries). Conversely, in the mirror migration, the ghost results are stacked perfectly with their polarity reversed, while the non-perfectly stacked primary results are presented in the form of an anti-causal residual wavelet (that is, the residual primaries precede the well-imaged ghosts).

Denne todelte avbildningen av den samme reflektivitet fra to forskjellige syns-punkter blir anvendt for å ekstrahere den sanne amplitudeavspøkede (ok - se andre steder) migrasjonen. Det er en rimelig antagelse å betrakte en spøkelsessmåbølge som et minimums fasesignal, eller i det minste et marginalt minimumsfasesignal. Likeledes kan det bli antatt at speilmigrasjonen gir den samme reflektivitet som migrasjonen, men blir fordreid av en småbølge som er maksimumsfase. Dette kan bli betraktet som et kikkert-syn (binocular vision) til reflektiviteten med den konvensjonelle migrasjonsavbildningen farget av en normalisert minimums faseforvrengning, og der speilmigrasjons-avbildningen blir farget av en normalisert maksimums faseforvrengning. For å gjenvinne reflektiviteten i sann farge (det vil si uten forvrengning), blir en felles minimumsfase, maksimumsfase dekonvolusjon anvendt på migrasjon og speilmigrasjon. This two-part imaging of the same reflectivity from two different viewpoints is used to extract the true amplitude-decoded (ok - see elsewhere) migration. It is a reasonable assumption to consider a ghost wave as a minimum phase signal, or at least a marginal minimum phase signal. Likewise, it can be assumed that the mirror migration gives the same reflectivity as the migration, but is distorted by a small wave which is the maximum phase. This can be considered a binocular vision of the reflectivity with the conventional migration image colored by a normalized minimum phase distortion, and where the mirror migration image is colored by a normalized maximum phase distortion. To recover the reflectivity in true color (that is, without distortion), a common minimum phase, maximum phase deconvolution is applied to migration and specular migration.

I motsetning til konvensjonell dekonvolusjon, er dette et veldefinert matematisk problem, som betyr at det har en unik løsning, selv når operatorene har perfekte spektralhakk. Det er derfor ikke noe krav om den vanlige antakelsen at reflektiviteten er hvit; amplitudespektrumet til reflektiviteten forblir vilkårlig. Unlike conventional deconvolution, this is a well-defined mathematical problem, meaning it has a unique solution, even when the operators have perfect spectral notches. There is therefore no requirement for the usual assumption that the reflectivity is white; the amplitude spectrum of the reflectivity remains arbitrary.

Den matchede speilmigrasjonen og nevnte felles de-konvolverte teknikk for fjerning av spøkelser er vel egnet for akkvisisjon for streamere med variabel dybde. Teknikken er helt 3D da den ikke gjør noen 2D- antakelser og ikke har noen begrensninger i tverrlinjeretningen, noe som gjør den egnet for bredasimut- så vel som 3D- kartlegging. The matched mirror migration and the aforementioned joint de-convoluted ghost removal technique are well suited for acquisition for variable depth streamers. The technique is fully 3D as it makes no 2D assumptions and has no cross-line direction limitations, making it suitable for wide-azimuth as well as 3D mapping.

Prosessen med å samle inn marine, seismiske data har vært diskutert i US provisorisk patentsøknad nr. 61/392,982, benevnt "Method and Device to Acquire Seismic Data", og følgelig er denne prosessen ikke gjentatt her. Ovennevnte identifiserte patentsøknad identifiserer videre muligheten for å samle inn data ikke bare ved å anvende tradisjonelle streamere, det vil si detektorer som ligger langs horisontale linjer eller langs en skrådd linje, men som også anvender nye streamere der deler av detektorene kan ligge på en kurvet profil (varierende dybder) eller streamere som har multiple skrådde seksjoner. The process of acquiring marine seismic data has been discussed in US Provisional Patent Application No. 61/392,982, entitled "Method and Device to Acquire Seismic Data", and accordingly this process is not repeated here. The above identified patent application further identifies the possibility of collecting data not only by using traditional streamers, i.e. detectors located along horizontal lines or along an inclined line, but also using new streamers where parts of the detectors can lie on a curved profile (varying depths) or streamers having multiple inclined sections.

Slike konfigurasjoner er illustrert i figur 3, der en streamer 60 har en kurvet profil definert av tre parameterkvantiteter, z0, So og hc. Det er notert at ikke hele streameren må ha en kurvet profil. Med andre ord skal ikke den kurvede profilen bli tolket til alltid å gjelde hele lengden til streameren. Selv om denne situasjonen er mulig, forhindre ikke dette at de eksemplifiserte utførelsesformene kan ha den kurvede profilen anvendt bare på deler av streameren. Den første parameteren z0indikerer dybden til den første detektoren 54a i forhold til vannflaten 58. Denne parameteren kan ha en verdi i området fra metere til titalls metere. For eksempel kanZovære rundt 6 m. Det er imidlertid vel kjent for de kyndige på området, at verdien tilZoavhenger av hver anvendelse og kan bli relatert til vanndybden på stedet, dybden til deflektorene, kraften til lydkilden, og så videre. Such configurations are illustrated in Figure 3, where a streamer 60 has a curved profile defined by three parameter quantities, z0, So and hc. It is noted that the entire streamer does not have to have a curved profile. In other words, the curved profile should not be interpreted to always apply to the entire length of the streamer. Although this situation is possible, this does not prevent the exemplified embodiments from having the curved profile applied only to parts of the streamer. The first parameter z0 indicates the depth of the first detector 54a in relation to the water surface 58. This parameter can have a value in the range from meters to tens of meters. For example, Z may be around 6 m. However, it is well known to those skilled in the art that the value of Z depends on each application and may be related to the water depth at the site, the depth of the deflectors, the power of the sound source, and so on.

Den andre parameteren s0er relatert til hellingsvinkelen til den første delen av streameren 52 i forhold til en horisontal linje 64. Vinkelen s0er illustrert i figur 3 og den er bestemt av en tangent T til en første del av streameren og den horisontale linjen 64. Det er notert at hellingsvinkelen til den kurvede profilen på et punkt 54 er gitt av en endringsrate for den kurvede profilen langs Z-aksen med hensyn til endringer langs X-aksen. Hellingen er følgelig lik den matematiske verdien til tangenten til vinkelen s0, det vil si helling (ved punkt 54a i figur 3) = tan (s0). Det er videre notert at for små vinkler (det vil si fem grader eller mindre), er tan (so) tilnærmet lik s0, om vinkelen uttrykkes i radianer og ikke i grader. For små vinkler kan helningen og vinkelen bli anvendt om hverandre. I en utførelsesform kan verdien til So være mellom 0 og 6 grader. Eksempelet vist i figur 3 har en startvinkel So som er lik i det vesentlige 3 grader. Det skal noteres at profilen til streameren 52 i figur 3 ikke er tegnet i målestokk, da en vinkel på 3 grader er en relativt liten. The second parameter s0 is related to the angle of inclination of the first part of the streamer 52 with respect to a horizontal line 64. The angle s0 is illustrated in Figure 3 and it is determined by a tangent T to a first part of the streamer and the horizontal line 64. It is noted that the slope angle of the curved profile at a point 54 is given by a rate of change of the curved profile along the Z axis with respect to changes along the X axis. The slope is therefore equal to the mathematical value of the tangent to the angle s0, that is, slope (at point 54a in Figure 3) = tan (s0). It is further noted that for small angles (ie five degrees or less), tan (so) is approximately equal to s0, if the angle is expressed in radians and not in degrees. For small angles, the slope and the angle can be used interchangeably. In one embodiment, the value of So can be between 0 and 6 degrees. The example shown in Figure 3 has a starting angle So which is essentially equal to 3 degrees. It should be noted that the profile of the streamer 52 in Figure 3 is not drawn to scale, as an angle of 3 degrees is a relatively small one.

Den tredje parameteren hcindikerer en horisontal lengde (avstand langs X-aksen i figur 3, målt fra en første detektor 54a) til den kurvede delen til streameren. Denne parameteren kan være i området fra hundrevis til tusenvis av metere. For eksempel er hcrundt 3000 m for konfigurasjonen vist i figur 3. Denne parameteren definerer enden til den kurvede delen til streameren 52. Med andre ord kan streameren 52 ha en første del 52a som har en første kurvet profil og en andre del 52b som enten er flat eller har en forskjellig kurvet profil. Parameteren hcdefinerer den første delen 52a. Det skal noteres at i en anvendelse har streameren 52 både den første delen 52a og den andre delen 52b, mens ifølge en annen anvendelse har streameren 52 bare en første del 52a. I noen utførelsesformer strekker med andre ord ikke streameren seg langs hele den kurvede profilen, det vil si at en lengde av streameren projisert på X-aksen er mindre enn hc. The third parameter h indicates a horizontal length (distance along the X-axis in Figure 3, measured from a first detector 54a) of the curved portion of the streamer. This parameter can be in the range from hundreds to thousands of meters. For example, hcrundt is 3000 m for the configuration shown in Figure 3. This parameter defines the end of the curved portion of the streamer 52. In other words, the streamer 52 may have a first portion 52a that has a first curved profile and a second portion 52b that is either flat or has a different curved profile. The parameter hc defines the first part 52a. It should be noted that in one application the streamer 52 has both the first part 52a and the second part 52b, while according to another application the streamer 52 has only a first part 52a. In other words, in some embodiments, the streamer does not extend along the entire curved profile, that is, a length of the streamer projected on the X-axis is less than hc.

Ifølge en andre eksemplifisert utførelsesform kan den kurvede profilen til streameren 60 bli beskrevet, tilnærmelsesvis, ved de følgende ligninger: According to a second exemplary embodiment, the curved profile of the streamer 60 can be described, approximately, by the following equations:

I disse ligningene blir z målt langs Z-aksen og h blir målt langs X-aksen, der Z er perpendikulær på vannflaten, og X strekker seg langs vannflaten. Det skal også noteres at bare ligning (1) kan være tilstrekkelig for å definere formen til streameren, avhengig av lengden til streameren. I noen utførelsesformer har med andre ord streameren ingen flat del. For disse spesifikke ligningene, er det funnet at klarheten til avbildningen av grunnformasjonen er vesentlig forbedret. De som er kyndige på fagområdet vil forstå at verdiene som blir fremskaffet av ligningene (1) og (2) gir tilnærmede verdier, da detektorene 70 er under konstant bevegelse påført av forskjellige vannstrømmer og bevegelsen til fartøyet. Med andre ord skal det forstås at detektorene som er fremskaffet i det vesentlige på den kurvede profilen beskrevet av ligningene (1) og (2), det vil si ved posisjoner så nær som 10 % til 20 % av den reelle kurven i form av den faktiske dybden z(h), forutses (envisioned?) å bli dekket av ovennevnte ligninger. Det samme er sant for styringsenheter 72 som er konfigurert for å opprettholde den kurvede profilen. Den kurvede profilen kan være en parabol, en sirkel, en hyperbol eller en kombinasjon av disse formene. In these equations, z is measured along the Z-axis and h is measured along the X-axis, where Z is perpendicular to the water surface, and X extends along the water surface. It should also be noted that only equation (1) may be sufficient to define the shape of the streamer, depending on the length of the streamer. In other words, in some embodiments, the streamer has no flat part. For these specific equations, it is found that the clarity of the representation of the base formation is significantly improved. Those skilled in the art will understand that the values obtained from equations (1) and (2) give approximate values, as the detectors 70 are in constant motion caused by various water currents and the movement of the vessel. In other words, it is to be understood that the detectors provided substantially on the curved profile described by equations (1) and (2), that is, at positions as close as 10% to 20% of the real curve in the form of the actual depth z(h), envisaged (envisioned?) to be covered by the above equations. The same is true for control units 72 configured to maintain the curved profile. The curved profile can be a parabola, a circle, a hyperbola or a combination of these shapes.

Selv om streamere med kurvede profiler diskutert ovenfor fremskaffer bedre resultater enn de eksisterende streamerprofilene, anvendes prosesseringen diskutert i de følgende eksemplifiserte utførelsesformer, tilsvarende på de tradisjonelle streamerprofiler (for eksempel horisontal, skråstilt). Although streamers with curved profiles discussed above provide better results than the existing streamer profiles, the processing discussed in the following exemplified embodiments is applied similarly to the traditional streamer profiles (eg horizontal, inclined).

Forut for å diskutere den nye prosessen for å fjerne spøkelser, er det antatt å være i orden å fremskaffe noen få definisjoner og konsepter relatert til seismisk dataprosessering. For dette formålet illustrerer figur 4 et akkvisisjonsoppsett for å bli brukt som et eksempel. Som diskutert senere kan like gjerne et annet oppsett bli anvendt. Prior to discussing the new deghosting process, it is thought appropriate to provide a few definitions and concepts related to seismic data processing. For this purpose, Figure 4 illustrates an acquisition setup to be used as an example. As discussed later, another setup could just as well be used.

Figur 4 illustrerer et fartøy 84 som har en akustisk kilde 86 og som sleper en streamer 88. Streameren 88 inkluderer et flertall detektorer 90 og detektorene er distribuert ifølge denne eksemplifiserte utførelsesform, på en skråstilt streamer. De tilhørende bølgene 80 når fram til sjøbunnen 92, der en del av disse blir reflektert. Del av de tilhørende bølger fortsetter imidlertid å bevege seg inn i grunnformasjonen (strukturen under bunnen 92), hvor den blir reflektert av forskjellige reflektorer 94. På dette punktet starter den reflekterte bølgen 82 å forplante seg oppover mot vannoverflate 96. Denne reflekterte bølgen 82, som beveger seg oppover, blir registrert av detektorer 90. Den reflekterte bølgen 82 beveger seg imidlertid videre mot overflaten 96, hvor den blir reflektert av vannoverflaten, slik at det derved dannes et spøkelse 98, som også blir registrert av detektorene 90. Figure 4 illustrates a vessel 84 having an acoustic source 86 and towing a streamer 88. The streamer 88 includes a plurality of detectors 90 and the detectors are distributed according to this exemplified embodiment, on an inclined streamer. The associated waves 80 reach the seabed 92, where part of them are reflected. Part of the associated waves, however, continues to move into the base formation (the structure below the bottom 92), where it is reflected by various reflectors 94. At this point, the reflected wave 82 starts to propagate upwards towards the water surface 96. This reflected wave 82, which moves upwards, is registered by detectors 90. However, the reflected wave 82 moves further towards the surface 96, where it is reflected by the water surface, so that a ghost 98 is thereby formed, which is also registered by the detectors 90.

Den tilhørende bølge 80 (det vil si bølgen som sendes ut fra kilden 86) er antatt å bevege seg nedad og beskrevet av en matematisk funksjon D. Denne til-hørende bølgen D(x, y, z, t) avhenger av posisjonen (x, y, z) og tiden t på et hvilket som helst punkt i rommet. Den tilhørende bølgen D(x, y, z, t,) blir syntetisert rekursivt på dybde z under migrasjonsprosessen. Den nedad bevegende bølgen blir initiert på en dybde til den seismiske kilden zs. Tatt i betraktning at det er n detektorer, med n fra 1 til N der N er et naturlig tall, blir deretter den tilhørende bølgen D beregnet rekursivt på hver dybde nAz ved å beregne den tilhørende bølge D(x, y, z+Az, t) på en dybde z+Az fra den tilhørende bølge D(x, y, z, t) på dybde z. Dette blir gjennom-ført inntil alle detektorene er tatt i betraktning. The associated wave 80 (that is, the wave emitted from the source 86) is assumed to travel downward and is described by a mathematical function D. This associated wave D(x, y, z, t) depends on the position (x , y, z) and the time t at any point in space. The associated wave D(x, y, z, t,) is synthesized recursively at depth z during the migration process. The downward traveling wave is initiated at a depth to the seismic source zs. Given that there are n detectors, with n ranging from 1 to N where N is a natural number, the associated wave D is then calculated recursively at each depth nAz by computing the associated wave D(x, y, z+Az, t) at a depth z+Az from the associated wave D(x, y, z, t) at depth z. This is carried out until all the detectors have been taken into account.

Tilsvarende blir den reflekterte bølgen 82, som blir beskrevet av en matematisk funksjon U(x, y, z, t), antatt å bevege seg oppover, og den blir initiert på en dybde z=zr, hvor zrer en dybde til detektorene om alle detektorene har den samme dybde. Om detektorene er distribuert på en skråstilt streamer eller en streamer som har en kurvet profil, behøver funksjonen U å bli justert for hver detektor som diskutert nedenfor. Den reflekterte bølge U i et fullstendig volum blir deretter beregnet rekursivt ved beregning av den oppadgående bølge U(x, y, z+Az, t) på en dybde z+Az fra den oppad bevegende bølge U(x, y, z, t) på et dyp z. Similarly, the reflected wave 82, which is described by a mathematical function U(x, y, z, t), is assumed to travel upward, and it is initiated at a depth z=zr, where zr is a depth to the detectors if all the detectors have the same depth. If the detectors are distributed on an inclined streamer or a streamer that has a curved profile, the function U needs to be adjusted for each detector as discussed below. The reflected wave U in a complete volume is then calculated recursively by computing the upward wave U(x, y, z+Az, t) at a depth z+Az from the upward traveling wave U(x, y, z, t ) at a depth z.

Dybdene til reflektorene, det vil si det faktum at kilden og detektorene kan ha ikke-null dybde i forhold til hverandre, kan bli tatt i betraktning ved å addere kildene og detektorene ved en korresponderende z under hele de rekursive beregningene. For eksempel blir en detektor, anordnet på en dybde zr, beliggende mellom nAz og (n+1)Az addert under den rekursive beregningen av U((n+1)Az) fra U(nAz). The depths of the reflectors, i.e. the fact that the source and detectors may have non-zero depth relative to each other, can be taken into account by adding the sources and detectors at a corresponding z throughout the recursive calculations. For example, a detector, arranged at a depth zr, located between nAz and (n+1)Az is added during the recursive calculation of U((n+1)Az) from U(nAz).

I tilfellet av en speilmigrasjon, blir vannoverflaten anvendt som et speil: i stedet for «å se» mot sjøbunnen, kan en «se» mot vannoverflaten for å se reflektorene lokalisert mellom de seismiske mottakerne. Speilmigrasjonen er beskrevet i fransk patentsøknad nr. FR1050278, som har tittelen "Method to Process Marine Seismic Data", og US provisoriske patentsøknad nr.61/393,008, Attorney Docket no. 100002/0336-002, benevnt «Method and Device for Processing Seismic Data», idet hele innholdet i disse herved er inkorporert ved referansen. De samme søknadene beskriver også en tilpasset speilmigrasjon. In the case of a mirror migration, the water surface is used as a mirror: instead of "looking" at the seabed, one can "look" at the water surface to see the reflectors located between the seismic receivers. The mirror migration is described in French Patent Application No. FR1050278, which is entitled "Method to Process Marine Seismic Data", and US Provisional Patent Application No. 61/393,008, Attorney Docket no. 100002/0336-002, named "Method and Device for Processing Seismic Data", the entire contents of which are hereby incorporated by reference. The same applications also describe a custom mirror migration.

Straks migrasjonen er utført, oppnås en avbildning d(x, y, z) som inkluderer residuale spøkelsesbølger. Om avbildningen oppnås ved å anvende en tilpasset speilmigrasjonsfremgangsmåte, er de residuale spøkelsene symmetriske. Avbildningen d(x, y, z) kan bli vurdert til å være lik reflektiviteten r(x, y, z) konvolvert i z med en residual spøkelsestransferfunksjon g(z) som uttrykkes ved den følgende ligning: As soon as the migration is done, an image d(x, y, z) is obtained which includes residual ghost waves. If the image is obtained by using an adapted mirror migration method, the residual ghosts are symmetrical. The image d(x, y, z) can be considered to be equal to the reflectivity r(x, y, z) convolved in z with a residual ghost transfer function g(z) which is expressed by the following equation:

Siden den residuale spøkelsestransferfunksjonen g(z) bare avhenger svakt av en posisjon (x, y, z), vil ovennevnte relasjon være gyldig innenfor et gitt volum. Since the residual ghost transfer function g(z) depends only weakly on a position (x, y, z), the above relation will be valid within a given volume.

Operasjonen for å estimere refleksiviteten r(x, y, z) fra dataene d(x, y, z) er kalt dekonvolusjon. Denne operasjonen trenger et estimat av transferfunksjonen g(z). To prosesser for å estimere transferfunksjonen g(z) og beregning av refleksiviteten r(x, y ,z) fra dataene d(x, y ,z) er kjent for de som er kyndig på området. The operation to estimate the reflexivity r(x, y, z) from the data d(x, y, z) is called deconvolution. This operation needs an estimate of the transfer function g(z). Two processes for estimating the transfer function g(z) and calculating the reflexivity r(x, y ,z) from the data d(x, y ,z) are known to those skilled in the art.

Én prosess er nullfase dekonvolusjonen med hvit reflektivitet. Denne prosessen legger til grunn at g(z) er symmetrisk i z og at reflektiviteten har en hvit auto-korrelasjon i z (lik en impuls ved z=0). En Fourier-transformasjon G(kz) av g(z) er reell, og en Fourier-transformasjon (R(x, y, kz) av r(x, y, z) er kompleks med modulus 1. Fra dette kan en utlede at G(kz) er modulusen til D(x, y, kz), Fourier-transformasjonen i z av d(x, y, z). One process is the zero-phase deconvolution with white reflectivity. This process assumes that g(z) is symmetric in z and that the reflectivity has a white auto-correlation in z (equal to an impulse at z=0). A Fourier transform G(kz) of g(z) is real, and a Fourier transform (R(x, y, kz) of r(x, y, z) is complex with modulus 1. From this one can derive that G(kz) is the modulus of D(x, y, kz), the Fourier transform in z of d(x, y, z).

Den andre prosessen er Minimumsfase dekonvolusjon med hvit reflektivitet. Denne prosessen legger til grunn at g(z) er en hvit minimumsfase og at reflektiviteten har en hvit autokorrelasjon i z. The second process is Minimum Phase deconvolution with white reflectivity. This process assumes that g(z) is a white minimum phase and that the reflectivity has a white autocorrelation in z.

Nullfase dekonvolusjonen gjør det mulig å dekonvolvere den matchede speilmigrasjonen (fordi i det tilfelle g(z) er symmetrisk) og minimumsfase dekonvolusjonen tillater dekonvolusjon av standardmigrasjonen, fordi for migrasjonsprosessen er residual spøkelsestransferfunksjonen kausal og kan bli vurdert som minimumsfase. Uavhengig av hvilken av de to prosedyrene som blir brukt for å oppnå reflektiviteten (migrasjon etterfulgt av minimumsfase dekonvolusjon eller tilpasset speilmigrasjon etterfulgt av null-fase dekonvolusjon), er antagelsen om hvit reflektivitet nødvendig for de tradisjonelle prosessene. Denne antakelsen blir vanligvis anvendt i seismisk prosessering, men blir mindre og mindre anvendt fordi den såkalte preserverte amplitudeprosessering blir mer og mer standarden. Ved denne type prosessering er det ikke bare posisjonen til reflektorene som er av interesse, men også deres amplitude, og i denne konteksten antagelsen om at hvit reflektivitet ikke kan bli anvendt. The zero-phase deconvolution allows deconvolution of the matched mirror migration (because in that case g(z) is symmetric) and the minimum phase deconvolution allows deconvolution of the standard migration, because for the migration process the residual ghost transfer function is causal and can be considered as minimum phase. Regardless of which of the two procedures is used to obtain the reflectivity (migration followed by minimum-phase deconvolution or adapted mirror migration followed by zero-phase deconvolution), the assumption of white reflectivity is necessary for the traditional processes. This assumption is usually used in seismic processing, but is less and less used because the so-called preserved amplitude processing is becoming more and more the standard. In this type of processing, it is not only the position of the reflectors that is of interest, but also their amplitude, and in this context the assumption that white reflectivity cannot be applied.

Ifølge en eksemplifisert utførelsesform illustrert i figur 5, krever ikke en ny prosesseringsfremgangsmåte antagelsen om hvit reflektivitet og preserverer amplituden. I trinnet 500 er data innhentet, for eksempel med oppsettet vist i figur 4, inngangsdata til et prosesseringsapparat. I trinnet 502 er migrasjonsprosessen anvendt på inngangsdataene for å generere en avbildning di i trinn 504. De samme dataene fra trinn 500 kan tilsvarende bli prosessert med en According to an exemplified embodiment illustrated in Figure 5, a new processing method does not require the assumption of white reflectivity and preserves the amplitude. In step 500, data is obtained, for example with the setup shown in Figure 4, input data to a processing device. In step 502, the migration process is applied to the input data to generate an image di in step 504. The same data from step 500 can similarly be processed with a

speilmigrasjonsprosedyre i trinn 506 for å generere i trinn 508 en avbildning d2. Ifølge en anvendelse blir ikke fjerning av spøkelse anvendt på inngangsdataene i trinn 500 før trinnene 504 og 508. Avbildningen di(x, y, z) blir oppnådd ved migrasjon (der en registrering av hver mottaker blir innført i sin sanne posisjon (xr, yr, zr)) og avbildningen d2(x, y, z) blir oppnådd ved speilmigrasjon (der en registrering av hver mottaker blir innført med et endret fortegn bare ved mottakernes speilposisjon (xr, yr, mirror migration procedure in step 506 to generate in step 508 an image d2. According to one application, deghosting is not applied to the input data in step 500 until steps 504 and 508. The mapping di(x, y, z) is obtained by migration (where a record of each receiver is entered at its true position (xr, yr , zr)) and the mapping d2(x, y, z) is obtained by mirror migration (where a record of each receiver is entered with a changed sign only at the receivers' mirror position (xr, yr,

-zr)). -zr)).

Migrasjonen innretter de primære hendelsene på linje (innretter?), slik at en koherent summering av de primære resultatene er mulig og er vist i figur 6. Migrasjonen får spøkelsesresultatene til å korrespondere med z-posisjonen (på Z-aksen i figur 4) større enn de korresponderende primære resultater (uklar original?). Dette er illustrert i figur 6 ved de hvite arealene 600 som følger hver linje 602. Avbildningen di(x, y, z) inkluderer derfor residuale spøkelsesbølger som er representert av en kausal, minimumsfase transferfunksjon gmin(z) som forurenser reflektiviteten r(x, y, .z) ved konvolusjonen som vist i ligning (3): The migration aligns the primary events (aligns?) so that a coherent summation of the primary results is possible and is shown in Figure 6. The migration causes the ghost results to correspond to the z-position (on the Z-axis in Figure 4) larger than the corresponding primary results (unclear original?). This is illustrated in Figure 6 by the white areas 600 that follow each line 602. The image di(x, y, z) therefore includes residual ghost waves that are represented by a causal minimum phase transfer function gmin(z) that contaminates the reflectivity r(x, y, .z) by the convolution as shown in equation (3):

Minimumsfase transferfunksjonen gmin(z) er en kausal funksjon og dens inverse er også kausal. The minimum phase transfer function gmin(z) is a causal function and its inverse is also causal.

Speilmigrasjonen stiller spøkelseshendelsen på linje ved å endre deres fortegn slik at deres polaritet samsvarer med polariteten til primærresultatene. En koherent summasjon av spøkelseshendelsene er mulig og vist i figur 7. Primærresultatene samsvarer i dette tilfellet, som vist i figur 7, med z-posisjoner mindre enn de samsvarende spøkelsesresultatene. Figur 7 viser de hvite områdene 600 som blir distribuert over (på Z-aksen) linjene 602. Avbildningen d2(x, y, z) inkluderer residuale spøkelsesbølger som er representert av en antikausal, maksimumsfase transfer-funksjon gmax(z), som forurenser reflektiviteten r(x, y, z) ved konvolusjon som vist i ligningen (4): The mirror migration aligns the ghost event by changing their sign so that their polarity matches the polarity of the primary results. A coherent summation of the ghost events is possible and shown in Figure 7. The primary results correspond in this case, as shown in Figure 7, to z-positions smaller than the corresponding ghost results. Figure 7 shows the white areas 600 which are distributed over (on the Z-axis) the lines 602. The image d2(x, y, z) includes residual ghost waves which are represented by an anticausal maximum phase transfer function gmax(z), which contaminates the reflectivity r(x, y, z) by convolution as shown in equation (4):

Maksimumsfase transferfunksjon er en antikausal funksjon og dens inverse er også antikausal. Maximum phase transfer function is an anticausal function and its inverse is also anticausal.

Med andre ord stakker migrasjonen de koherent primærresultatene, der spøkelsesresultatene blir imperfekt stakket på en slik måte at migrasjonen har en residual spøkelsessmåbølge som er kausal. Speilmigrasjonen stakker de koherente spøkelsesresultatene med deres polaritet reversert på en slik måte at speilmigrasjonen har en residual spøkelsessmåbølge som er anti-kausal. Ifølge en eksemplifisert utførelsesform anvender fremgangsmåten for å fjerne spøkelser, illustrert i figur 5, en «binokulær betraktning» av de to avbildningene (di and d2) av den samme reflektivitet r med et forskjellig utgangspunkt, for å ekstrahere en sann amplitude-migrasjon for fjerning av spøkelser som ville blitt oppnådd ved en konvensjonell migrasjon dersom vannoverflaten var ikke-reflekterende. In other words, the migration coherently stacks the primary results, where the ghost results are imperfectly stacked in such a way that the migration has a residual ghost wavelet that is causal. The mirror migration stacks the coherent ghost results with their polarity reversed in such a way that the mirror migration has a residual ghost wavelet that is anti-causal. According to an exemplified embodiment, the deghosting method illustrated in Figure 5 uses a "binocular view" of the two images (di and d2) of the same reflectivity r with a different starting point to extract a true amplitude migration for deghosting of ghosts that would have been obtained by a conventional migration if the water surface were non-reflective.

Etter å ha beregnet di(x, y, z) og d2(x, y, z) ved migrasjon og speilmigrasjon henholdsvis i trinnene 504, respektivt 508, kan reflektiviteten r(x, y, z) bli funnet ved en prosedyre for «felles dekonvolusjon» gjennomført i trinn 510 (se figur 5). Felles dekonvolusjon refererer til en beregningsfremgangsmåte som tillater reflektiviteten r(x, y, z), en kausal operator gmin(z) og en anti-kausal operator gmax(z), å bli mottatt fra avbildningene di(x, y, z) og d2(x, y, z) på en slik måte at ligningene (3) og (4) blir tilfredsstilt, eksakt eller omtrent, innenfor et visst beregningsmessig volum V. Mer spesifikt er den kausale operator gmin(z) en minimumsfaseoperator og den anti-kausale operator gmax(z) er en maksimumsfaseoperator. En minimumsfaseoperator eller en maksimumsfaseoperator er kjent i styringsteori. Minimumsfaseoperatoren har for eksempel egenskapen at den er kausal og stabil og dens inverse er kausal og stabil. Maksimumsfaseoperatoren er kausal og stabil og dens inverse er kausal og ustabil. Etter det felles dekonvolusjonstrinnet 510, blir en sluttavbildning «d» av grunnformasjonen generert i trinn 512. Sluttavbildningen d er illustrert i figur 8 og det kan bli sett at de hvite områdene 600 er svært redusert i forhold til figurene 6 og 7 som anvender den konvensjonelle tilnærmingen. After calculating di(x, y, z) and d2(x, y, z) by migration and mirror migration respectively in steps 504 and 508 respectively, the reflectivity r(x, y, z) can be found by a procedure of " joint deconvolution" performed in step 510 (see Figure 5). Joint deconvolution refers to a computational procedure that allows the reflectivity r(x, y, z), a causal operator gmin(z) and an anti-causal operator gmax(z), to be obtained from the mappings di(x, y, z) and d2(x, y, z) in such a way that equations (3) and (4) are satisfied, exactly or approximately, within a certain computational volume V. More specifically, the causal operator gmin(z) is a minimum phase operator and the anti -causal operator gmax(z) is a maximum phase operator. A minimum phase operator or a maximum phase operator is known in control theory. For example, the minimum phase operator has the property that it is causal and stable and its inverse is causal and stable. The maximum phase operator is causal and stable and its inverse is causal and unstable. After the joint deconvolution step 510, a final image "d" of the base formation is generated in step 512. The final image d is illustrated in Figure 8 and it can be seen that the white areas 600 are greatly reduced compared to Figures 6 and 7 which use the conventional the approach.

Ifølge en eksemplifisert utførelsesform illustrert i figur 9, inkluderer en felles dekonvolusjonsprosedyre et trinn 900 for definering av et volum V = [x,™, xmax]x [Vmin, ymax] x [zmin, zmax]og et trinn 902 for definering av en lengde Dz som avhenger av en maksimumsseparasjon mellom en hendelse og dets spøkelse. Prosedyren inkluderer videre et trinn 904 for å beregne gmin(z), gmax(z) og r(x, y, z) ved å ta i betraktning at r er blitt definert av volumet V, gmm(z) på intervallet [0, Dz] med en normalisering gmin(z = 0) = 1, gmax(z) på intervallet [-Dz, 0] med en normalisering gmax(z = 0) = 1. Beregningstrinnet 904 blir oppnådd ved å minimere en kostnadsfunksjon C definert av: According to an exemplary embodiment illustrated in Figure 9, a common deconvolution procedure includes a step 900 for defining a volume V = [x,™, xmax]x [Vmin, ymax] x [zmin, zmax] and a step 902 for defining a length Dz which depends on a maximum separation between an event and its ghost. The procedure further includes a step 904 to calculate gmin(z), gmax(z) and r(x, y, z) considering that r has been defined by the volume V, gmm(z) on the interval [0, Dz] with a normalization gmin(z = 0) = 1, gmax(z) on the interval [-Dz, 0] with a normalization gmax(z = 0) = 1. The calculation step 904 is achieved by minimizing a cost function C defined by :

Reflektiviteten r(x, y, z) blir beregnet over hele volumet av interesse ved å sidestille r(x, y, z), beregnet på volum V, med en overlappende sone. Det er også mulig å anvende karakteristikker til minimumsfasen til gmin(z) og maksimumsfasen til gmax(z). Basert på den beregnede r, blir en sluttavbildning generert i trinn 906. The reflectivity r(x, y, z) is calculated over the entire volume of interest by juxtaposing r(x, y, z), calculated on volume V, with an overlapping zone. It is also possible to apply characteristics to the minimum phase of gmin(z) and the maximum phase of gmax(z). Based on the calculated r, a final image is generated in step 906.

En annen eksemplifisert utførelsesform inkluderer å erstatte funksjonene gmin(z) og gmax(z) som bare er avhengig av "z", med tredimensjonale funksjoner gmin(x, y, z) og gmax(x, y, z), som er henholdsvis kausal i z og anti-kausal. I tillegg kan en-dimisjons konvolusjon i z bli erstattet av en tre-dimensjons konvolusjon . Denne utførelsesformen gjør det mulig å ta i betraktning avhengigheten av restspøkelser til bølgenes forplantningsvinkel. Another exemplified embodiment includes replacing the functions gmin(z) and gmax(z) which depend only on "z", with three-dimensional functions gmin(x, y, z) and gmax(x, y, z), which are respectively causal in z and anti-causal. In addition, the one-dimensional convolution in z can be replaced by a three-dimensional convolution. This embodiment makes it possible to take into account the dependence of residual ghosts on the propagation angle of the waves.

Ifølge nok en annen eksemplifisert utførelsesform som også gjør det mulig å ta i betraktning avhengigheten av restspøkelsenes forplantningsvinkelen, blir en transformasjon kalt en (x, px, py) transformasjon anvendt på di(x, y, z) og d2(x, y, z), som transformerer dataen di(x, y, z) til Di(px, py, x) og dataen d2(x, y, z) til D2(px, py, x). En definisjon av (x, px, py) transformen, også kalt "slant back" kan bli funnet, for eksempel i «Seismic Data Processing», Ozdogan Yilmaz, Society of Exploration Geophysicists 1987, kapittel 7, side 429, eller i U.S. patentskrift nr. 6,574,567, i det hele innholdet i disse publikasjonene herved er inkorporert ved referansen. According to yet another exemplified embodiment which also makes it possible to take into account the dependence on the propagation angle of the residual ghosts, a transformation called a (x, px, py) transformation is applied to di(x, y, z) and d2(x, y, z), which transforms the data di(x, y, z) into Di(px, py, x) and the data d2(x, y, z) into D2(px, py, x). A definition of the (x, px, py) transform, also called "slant back" can be found, for example, in "Seismic Data Processing", Ozdogan Yilmaz, Society of Exploration Geophysicists 1987, Chapter 7, page 429, or in U.S. Patent Document No. 6,574,567, in which the entire contents of these publications are hereby incorporated by reference.

Deretter blir restspøkelsene Gmin(Px,Py)(x) og Gmax(Px,Py)(x) for alle verdiene (Px, py) beregnet med antakelsen om å være henholdsvis kausal og anti-kausal i x, minimums- og maksimumsfase i x, og en reflektivitet R(px, py, x), slik at: Then the residual ghosts Gmin(Px,Py)(x) and Gmax(Px,Py)(x) for all values (Px, py) are calculated with the assumption of being respectively causal and anti-causal in x, minimum and maximum phase in x, and a reflectivity R(px, py, x), such that:

er et minimum for alle (px, py), der "<*>"-operasjonen i dette tilfellet blir en konvolusjon i x. Avspøkede avbildningen, det vil si reflektiviteten r(x, y, z), blir oppnådd ved å beregne det inverse av R(px, py, x) med transformasjonen (x, px, py). is a minimum for all (px, py), where the "<*>" operation in this case becomes a convolution in x. The ghosted image, that is, the reflectivity r(x, y, z), is obtained by computing the inverse of R(px, py, x) with the transformation (x, px, py).

I den ovennevnte beskrivelse er de anvendte migrasjoner dybdemigrasjoner for avbildningene di(x, y, z) og d2(x, y, z). Den felles dekonvolusjonsprosedyre kan også bli anvendt med avbildninger som resulterer fra tidsmigrasjoner. I tilfelle av en tidsmigrasjon har avbildningen d(x, y, x) en temporal parameter x som erstatter dybdeparameteren z. For tidsmigrasjonen blir en hastighetsmodellVi(x, y, x) anvendt for å gjennomføre koherent summasjon av primærresultatene. Ekvivalenten for en tidsspeilmigrasjonsprosessering er en migrasjon der, etter å ha forandret polariteten til inngangsdataene, så blir en hastighet v2(x, y, x) anvendt for å gjennomføre en koherent summasjon av spøkelsesresultatene. Deretter kan en felles dekonvolusjon anvendes for å beregne sluttavbildningen av grunnformasjonen, og den felles dekonvolusjon er beskrevet av: In the above description, the migrations used are depth migrations for the images di(x, y, z) and d2(x, y, z). The common deconvolution procedure can also be used with images resulting from time migrations. In the case of a time migration, the mapping d(x, y, x) has a temporal parameter x replacing the depth parameter z. For the time migration, a velocity model Vi(x, y, x) is used to carry out coherent summation of the primary results. The equivalent of a time mirror migration processing is a migration where, after changing the polarity of the input data, a velocity v2(x, y, x) is applied to perform a coherent summation of the ghost results. Then, a joint deconvolution can be used to calculate the final image of the base formation, and the joint deconvolution is described by:

Det felles dekonvolusjonstrekk kan bli generalisert for å dekonvolvere mer enn to datasett, særlig i tilfelle der mottakerne er av forskjellige typer. Om for eksempel trykksensitive mottakere, slik som hydrofoner og geofoner, blir brukt sammen på den samme streamer eller på forskjellige streamere, er en mer kompleks dekonvolusjon nødvendig for å oppnå sluttavbildningen. For eksempel, anta at resultatet av migrasjonen er di(x, y, z), og resultatet av speilmigrasjonen er d2(x, y, z) for mottakere av hydrofontypen, og resultatet av migrasjonen er d3(x, y, z), og resultatet av til speilmigrasjonen er d4(x, y, z) for geofonene. Speilmigrasjonen til geofondataene blir oppnådd ved å innføre registreringene til hver mottaker (geofon) på deres speilposisjoner (Xr, yr, -zr), men uten å endre fortegnet for en vertikal geofon og med et endre fortegn for en horisontal geofonmottaker. The joint deconvolution feature can be generalized to deconvolve more than two data sets, especially in the case where the receivers are of different types. If, for example, pressure-sensitive receivers, such as hydrophones and geophones, are used together on the same streamer or on different streamers, a more complex deconvolution is required to obtain the final image. For example, suppose the result of the migration is di(x, y, z), and the result of the mirror migration is d2(x, y, z) for receivers of the hydrophone type, and the result of the migration is d3(x, y, z), and the result of the mirror migration is d4(x, y, z) for the geophones. The mirror migration of the geophone data is achieved by introducing the records of each receiver (geophone) at their mirror positions (Xr, yr, -zr), but without changing the sign for a vertical geophone and with a changing sign for a horizontal geophone receiver.

Felles dekonvolusjon for fire inngangsdata er oppnådd ved å modellere migrasjonene og speilmigrasjonene med de følgende ligninger: Joint deconvolution for four input data is achieved by modeling the migrations and mirror migrations with the following equations:

Ved deretter å anvende en kostnadsfunksjon a minste kvadraters type, de kausale og minimumsfaseoperatorene g<h>min(z) og g<9>min(z), den anti-kausale og maksimiums-operatorene g<h>max(z) og g<g>max(z), kalibreringsoperatoren c(z), så vel som reflektivi-teten r(x, y, z), kan avbildningene di(x, y, z), d2(x, y, z), d3(x, y, z) og d4(x, y, z) bli bestemt fra migrasjonene og speilmigrasjonene. By then applying a cost function of least squares type, the causal and minimum phase operators g<h>min(z) and g<9>min(z), the anti-causal and maximum operators g<h>max(z) and g<g>max(z), the calibration operator c(z), as well as the reflectivity r(x, y, z), the mappings di(x, y, z), d2(x, y, z), d3(x, y, z) and d4(x, y, z) be determined from the migrations and mirror migrations.

Kostnadsfunksjonen kan bli veid for derigjennom å ta i betraktning de forskjellige støyspektrene til hydrofonsensorene og geofonsensorene. I tidsmigrasjon skrives for eksempel kostnadsfunksjonen som skal minimaliseres i f domenet, Fourier-transform av x: The cost function can be weighted to thereby take into account the different noise spectra of the hydrophone sensors and the geophone sensors. In time migration, for example, the cost function to be minimized in the f domain is written as a Fourier transform of x:

der B<h>(f) og B<g>(f) er estimater av effektspektra til henholdsvis hydrofon- og geofon-støy. where B<h>(f) and B<g>(f) are estimates of the power spectra of hydrophone and geophone noise respectively.

Prosedyrene beskrevet ovenfor er ikke begrenset til prosessering av data innhentet ved å benytte lineære streamere med en konstant helling som vist i figur 1. Prosedyrene beskrevet ovenfor er også anvendelige på data som er innhentet ved å anvende streamere som hver har flere seksjoner med forskjellig helling, eller streamere som har én eller flere skrådde seksjoner og én eller flere horisontale seksjoner, eller horisontale streamere plassert på forskjellig dybder eller streamere som har en kurvet profil. The procedures described above are not limited to processing data obtained using linear streamers with a constant slope as shown in Figure 1. The procedures described above are also applicable to data obtained using streamers each having several sections with different slopes, or streamers having one or more inclined sections and one or more horizontal sections, or horizontal streamers placed at different depths or streamers having a curved profile.

Ovennevnte diskuterte prosedyrer og fremgangsmåter kan bli implementert i et prosesseringsapparat illustrert i figur 10. Hardware, firmware, software eller en kombinasjon av disse, kan bli anvendt for å gjennomføre de forskjellige trinnene og operasjonene beskrevet her. Prosesseringsapparatet 1000 i figur 10 er en eksemplifisert beregningsstruktur som kan bli anvendt i forbindelse med et slikt system. The above discussed procedures and methods can be implemented in a processing apparatus illustrated in figure 10. Hardware, firmware, software or a combination of these, can be used to carry out the various steps and operations described here. The processing device 1000 in Figure 10 is an exemplified calculation structure that can be used in connection with such a system.

Det eksemplifiserte styringssystemet 1000, som er egnet for å gjennomføre aktivitetene beskrevet i de eksemplifiserte utførelsesformene, kan inkludere en server 1001. En slik server 1001 kan inkludere en sentral prosesseringsenhet (CPU) 1002 koplet til et direktelager (RAM - (random access memory) 1004 og til et lese-lager (read-only minne ROM) 1006. ROM 1006 kan også være andre typer av lagringsmedia for å lagre programmer, slik som et programmerbart fastlager The exemplified management system 1000, which is suitable for carrying out the activities described in the exemplified embodiments, may include a server 1001. Such a server 1001 may include a central processing unit (CPU) 1002 coupled to a random access memory (RAM) 1004 and to a read-only memory ROM 1006. ROM 1006 can also be other types of storage media for storing programs, such as a programmable read-only memory

(programable ROM - PROM), slettbart programmerbart fastlager (erasable PROM- - EPROM), og så videre. Prosessoren 1002 kan kommunisere med andre interne eller eksterne komponenter gjennom input/output (l/0)-kretser 1008 og bussing 1010, for å fremskaffe styringssignaler og lignende. Prosessoren 1002 utfører at antall funksjoner som er kjent for fagmannen på området, som diktert av software-instruksjoner og/eller firmware-instruksjoner. (programmable ROM - PROM), erasable programmable permanent storage (erasable PROM- - EPROM), and so on. The processor 1002 can communicate with other internal or external components through input/output (l/0) circuits 1008 and bus 1010, to provide control signals and the like. The processor 1002 performs that number of functions known to those skilled in the art, as dictated by software instructions and/or firmware instructions.

Serveren 1001 kan også inkludere én eller flere datalagringsinnretninger, inkludert drivenheter 1012 for harddisk eller en floppydisk, drivenhet 1014 for CD-ROM og annet hardware som er i stand til å lese og/eller lagre informasjon, slik som en DVD, og så videre. Ifølge en utførelsesform, kan software for å utføre de ovenfor drøftede trinnene, bli lagret og distribuert på en CD-ROM 1016, diskett 1018 eller på andre former for media som er i stand til bærbart å lagre informasjon. Disse lagrings-mediene kan bli innført i og bli lest av innretninger, slik som drivenheten 1014 for CD-ROM, diskdriveren 1012, og så videre. Serveren 1001 kan være koplet til et display 1020 som kan være av en hvilken som helst type av skjermbilde- eller presentasjonsskjerm, slik som LCD-skjermer, plasmaskjermer, katodestrålingsrør (CRT), og så videre. Et brukerinputgrensesnitt 1022 er skaffet til veie, inkludert en eller flere brukergrensesnittmekanismer, slik som en mus, tastatur, mikrofon, touch pad, touch screen, stemmegjenkjenningssystem, og så videre. The server 1001 may also include one or more data storage devices, including drives 1012 for hard disk or a floppy disk, drive 1014 for CD-ROM and other hardware capable of reading and/or storing information, such as a DVD, and so on. According to one embodiment, software for performing the above-discussed steps may be stored and distributed on a CD-ROM 1016, diskette 1018, or on other forms of media capable of portable storage of information. These storage media can be inserted into and read by devices such as CD-ROM drive 1014, disk drive 1012, and so on. The server 1001 may be coupled to a display 1020 which may be any type of display or presentation display, such as LCDs, plasma displays, cathode ray tubes (CRTs), and so on. A user input interface 1022 is provided, including one or more user interface mechanisms, such as a mouse, keyboard, microphone, touch pad, touch screen, voice recognition system, and so on.

Serveren 1001 kan være koplet til andre computerinnretninger, slik som kilder, detektorer, og så videre. Serveren kan være en del av en større nettverkskonfigurasjon som i et globalt områdenettverk (GAN), slik som Internet 1028, som tillater ultimat tilkopling til forskjellige landlinjer og/eller mobilberegningsinnretninger. The server 1001 may be connected to other computing devices, such as sources, detectors, and so on. The server may be part of a larger network configuration such as a global area network (GAN), such as the Internet 1028, which allows ultimate connectivity to various land lines and/or mobile computing devices.

Ifølge en eksemplifisert utførelsesform illustrert i figur 11 er det en fremgangsmåte for å fjerne spøkelser fra seismiske data relatert til en grunnformasjon under et vannlegeme. Fremgangsmåten inkluderer et trinn 1100 for input av data som er registrert av detektorer som blir slept av et fartøy, der dataene blir assosiert med bølgene som beveger seg fra grunnformasjonen til detektorene; et trinn 1102 der det anvendes en migrasjonsprosedyre på data for å bestemme en første avbildning av grunnformasjonen; et trinn 1104 der det anvendes en speilmigrasjonsprosedyre på dataene for å fastlegge en andre avbildning av grunnformasjonen; et trinn 1106 med felles dekonvolusjon av den første avbildningen og den andre avbildningen for å fjerne spøkelser fra en reflektivitet av grunnformasjonen; og et trinn 1108 for generering av en sluttavbildning av grunnformasjonen, basert på nevnte felles avspøkede dekonvolusjonstrinns reflektivitet. According to an exemplified embodiment illustrated in Figure 11, there is a method for removing ghosts from seismic data related to a bedrock formation under a body of water. The method includes a step 1100 of inputting data recorded by detectors being towed by a vessel, where the data is associated with the waves traveling from the bed formation to the detectors; a step 1102 in which a migration procedure is applied to data to determine a first image of the base formation; a step 1104 in which a mirror migration procedure is applied to the data to determine a second image of the base formation; a step 1106 of joint deconvolution of the first image and the second image to remove ghosts from a reflectivity of the base formation; and a step 1108 for generating a final image of the base formation, based on said common deconvolution step reflectivity.

De viste og beskrevne eksemplifiserte utførelsesformene fremskaffer et apparat og en fremgangsmåte for prosessering av seismiske data. Det skal anføres at denne beskrivelsen ikke er ment å begrense oppfinnelsen. Tvert om er de eksemplifiserte utførelsesformene ment å dekke alternativer, modifikasjoner og ekvivalenter som er inkludert i oppfinnelsens ånd og omfang, slik som definert i de medfølgende patentkrav. I den detaljerte beskrivelsen av de eksemplifiserte utførelsesformene, er videre et stort antall spesifikke detaljer omtalt for å fremskaffe en omfattende forståelse av den oppfinnelse som kreves beskyttet. En fagmann på området vil imidlertid forstå at utallige utførelsesformer kan bli praktisert uten slike spesifikke detaljer. The illustrated and described exemplary embodiments provide an apparatus and method for processing seismic data. It should be stated that this description is not intended to limit the invention. Rather, the exemplified embodiments are intended to cover alternatives, modifications and equivalents that are included within the spirit and scope of the invention, as defined in the accompanying claims. Furthermore, in the detailed description of the exemplified embodiments, a large number of specific details are discussed to provide a comprehensive understanding of the invention claimed to be protected. However, one skilled in the art will appreciate that numerous embodiments may be practiced without such specific details.

Selv om trekkene og elementene ved de foreliggende eksemplifiserte utførelsesformer er beskrevet i utførelsesformene i spesifikke kombinasjoner, kan hvert trekk eller element bli anvendt alene uten andre trekk og elementer av utførelsesformene, eller i forskjellige kombinasjoner med eller uten andre tekk eller elementer vist her. Although the features and elements of the present exemplified embodiments are described in the embodiments in specific combinations, each feature or element may be used alone without other features and elements of the embodiments, or in various combinations with or without other features or elements shown herein.

Den skriftlige beskrivelsen bruker eksempler av søknadsgjenstanden beskrevet for å gjøre det mulig for fagmannen å utføre disse, inkludert å lage og bruke en hvilken som helst innretning eller system og gjennomføre hvilke som helst inkorporerte fremgangsmåter. Det patenterbare omfanget av søknadsgjenstanden er definert av kravene og kan inkludere andre eksempler som fremtre som åpenbare for fagmannen på området. Slike andre eksempler er ment å ligge innenfor kravenes omfang. The written description uses examples of the subject matter described to enable the person skilled in the art to perform them, including making and using any device or system and performing any incorporated methods. The patentable scope of the subject-matter of the application is defined by the claims and may include other examples that appear obvious to the person skilled in the field. Such other examples are intended to be within the scope of the requirements.

Claims

1. A method for tracing seismic data related to a bedrock under a body of water, the method comprising: inputting (1100) data recorded by detectors being towed by a vessel, the data being associated with waves traveling from the bedrock to the detectors; applying (1102) a migration procedure to the data to determine a first image (d1) of the base formation; applying (1104) a mirror migration procedure to the data to determine a second image (d2) of the base formation; joint (1106) deconvolution of the first image (d1) and the second image (d2) to extract a reflectivity of the base formation; and generating (1108) in a processor a final image (d) of the base formation, based on the mocked reflectivity of the common convolution step.

2. Method according to claim 1, where the ghosting is carried out during an imaging phase and not in a pre-processing phase.

3. Method according to claim 1, where no datum step is carried out on the data.

4. Method according to claim 1, where a movement angle of the waves propagating from the base formation to the detectors or from a water surface to the detectors is not limited.

5. Method according to claim 1 where the data is three-dimensional data and the migration, the mirror migration and the joint deconvolution are three-dimensional procedures.

6. Method according to claim 1, where data is collected from streamers that have a curved profile.

7. Method according to claim 1, wherein the migration procedure comprises recursively synthesizing an associated wave D(x, y, z+Az, t) at a depth z+Az from a previous incoming wave D(x, y, z, t) at depth z.

8. Method according to claim 1, wherein the mirror migration procedure comprises recursively synthesizing an upward wave U(x, y, z+Az, t) at a depth z+Az from a preceding upward wave U(x, y, z, t) at a depth z.

9. Method according to claim 1, where a joint deconvolution comprises determining the reflectivity r(x, y, z), a minimum phase transfer function gmin(z), and a maximum phase transfer function gmax(z) based on the equation:

where z is a depth to a point relative to the water surface, and x and y are coordinates of the point in a plane that is essentially parallel to the water surface.

10. Method according to claim 9, where gmin(z) and gmax(z) are three-dimensional functions.

11. Method according to claim 1, where the migration is a depth migration.

12. Method according to claim 1, where the migration is a time migration.

13. Method according to claim 1, wherein said joint deconvolution comprises: calculating a cost function C to determine the reflectivity, where cost function C is given by:

where di(x, y, z) is the first mapping, d2(x, y, z) is the second mapping, gmin(z) is a minimum phase transfer function, gmax(z) is a maximum phase transfer function, z is a depth of a point relative to the water surface, x and y are coordinates of a point in a plane substantially parallel to the water surface, and V is a predetermined volume.

14. Method according to claim 1, which further comprises applying a (t, px, py) transform to di(x, y, z) and d2(x, y, z), to transform the first mapping di(x, y, z) to Di(pXlpy>x) and the data d2(x, y, z) to D2(px, py, x).

15. Method according to claim 1, where the data includes recordings from hydrophones and geophones.

16. Method according to claim 15, wherein a result of the migration procedure is di(x, y, z) and a result of the mirror migration procedure is d2(x, y, z) for hydrophone type receivers and a result of the migration procedure is d3(x, y , z) and a result of the mirror migration procedure is d4(x, y, z) for geophones.

17. Method according to claim 16, which further comprises generating the final image by applying a joint deconvolution of di(x, y, z), d2(x, y, z), d3(x, y, z), and d4( x, y, z) and based on the following equations:

where g<h>min and ggmin are minimum phase transfer functions, g<h>max(z) and g<g>max(z) are maximum phase transfer functions, z is a depth to a point in relation to the water surface, x and y are coordinates to the point in a plane that is essentially parallel to the water surface, and c(z) is a calibration operator.

18. A processing device (1000) for deriving seismic data relating to a foundation formation under a body of water, wherein the processing device (1000) comprises: an interface (1010) configured to receive data recorded by detectors being towed by a vessel , where the data is associated with waves traveling from the base formation to the detectors; and a processor (1002) connected to the interface (1010) and configured to apply a migration procedure to data to determine a first image of the base formation, to apply a mirror migration procedure to data to determine a second image of the base formation, to jointly deconvolve the first image and the second image to de-specify a reflectivity of the base formation, and to generate a final image of the base formation based on the de-specified reflectivity of the joint deconvolution step.

19. Processing device according to claim 18, where the processor is configured to: determine the reflectivity r(x, y, z), a minimum phase transfer function gmin(z), and a maximum phase transfer function gmax(z), based on the equations:

20. Processing device according to claim 18, wherein the processor is configured to perform the joint deconvolution by: calculating a cost function C to determine the reflectivity, where the cost function C is given by:

where di(x, y, z) is the first mapping, d2(x, y, z) is the second mapping, gmin(z) is a minimum phase transfer function, gmax(z) is a maximum phase transfer function, z is a depth to a point relative to the water surface, x and y are coordinates of a point in a plane substantially parallel to the water surface, and V is a predetermined volume.

21. Processing device according to claim 18, where a result of the migration procedure is di(x, y, z) and a result of the mirror migration procedure is d2(x, y, z) for receivers of the hydrophone type and a result of the migration procedure is d3(x, y , z) and a result of the mirror migration procedure is d4(x, y, z) for geophones.

22. Processing device according to claim 21, wherein the processor is further configured to: generate the final image by applying a joint deconvolution of di(x, y, z), d2(x, y, z), d3(x, y, z) , and d4(x, y, z) and based on the following equations:

where g<h>min and ggmin are minimum phase transfer functions, g<h>max(z) and g9max(z) are maximum phase transfer functions, z is a depth to a point in relation to the water surface, x and y are coordinates of the point in a plane essentially parallel to the water surface, and c(z) is a calibration operator.

23. A computer-readable medium includes computer-executable instructions, wherein the instructions, when executed, implement a method of interrogating seismic data relative to a bedrock formation beneath a body of water, the method comprising: inputting data recorded by detectors that are towed by a vessel, the data being associated with waves traveling from the base formation to the detectors; applying a migration procedure to the data to determine a first image of the base formation; applying a mirror migration procedure to the data to determine a second image of the base formation: joint deconvolution of the first image and the second image to deconvolution of the reflectivity of the base formation, and generating a final image of the base formation based on the deconvoluted joint deconvoluted step.