NO161586B - Fremgangsmaate for innsamling av seismisk data. - Google Patents

Fremgangsmaate for innsamling av seismisk data. Download PDF

Info

Publication number
NO161586B
NO161586B NO843218A NO843218A NO161586B NO 161586 B NO161586 B NO 161586B NO 843218 A NO843218 A NO 843218A NO 843218 A NO843218 A NO 843218A NO 161586 B NO161586 B NO 161586B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
source
receivers
vessel
receiver
course
Prior art date
Application number
NO843218A
Other languages
English (en)
Other versions
NO843218L (no
NO161586C (no
Inventor
William S French
Original Assignee
Tensor Geophysical Service
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Tensor Geophysical Service filed Critical Tensor Geophysical Service
Publication of NO843218L publication Critical patent/NO843218L/no
Publication of NO161586B publication Critical patent/NO161586B/no
Publication of NO161586C publication Critical patent/NO161586C/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3808Seismic data acquisition, e.g. survey design

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår marineseismisk innsamlings-prosedyrer som anvender en streamkabel som blir slepet og som har flere datamottagere anbrakt med avstand mellom hverandre av den art som angitt i innledningen til krav 1.
Marineseismiske refleksjonsundersøkelser blir tradisjonelt utført ved å styre et marinefartøy i en rett linje, mens det periodisk avfyres en akustisk kilde tett forbundet med fartøyet, vanligvis tauet rett bak fartøyet og anbrakt litt under havoverflaten. En streamerkabel tauet av fartøyet er også spilt ut bak fartøyet. Kabelen innbefatter langs dens lengde flere egnede akustiske mottagere kjent som hydrofoner for å motta og detektere akustiske seismiske refleksjoner. Hydrofonene er normalt gruppert sammen, idet gruppen med mottagere vanligvis er jevnt anbrakt med avstand langs kabelen. Dataen samlet av mottagerne avslører de geofysiske terrengforholdene mellom kilden og respektive mottagere når kilden blir avfyrt og fartøyet beveger seg over området. Behandlingen av de frembrakte data antok til å begynne med at skipet, kilden og respektive mottagere anbrakt langs streamerkabelen alle var anbrakt i en rett linje i forhold til sjøbunnen.
Det er imidlertid klart at i virkeligheten vil bølger og strømmer bevirke at streamerkabelen går fra den ene siden til den andre og blir ikke slepet direkte bak fartøyet. Data-linjen for slepingen for hvert innsamlet dataelement må derfor bli korrigert på dette pendlingsfenomenet ellers ville feilaktig data være resultatet.
Slik pendling ga imidlertid en mer effektiv arealdekning med hensyn til data enn en lineær dekning. Det vil si mottagerne fulgte parallelle linjer og midtpunktene (antatt horisontal refleksjonssjikt i terrenget) mellom kilden og respektive mottagere også parallelle linjer. Skjemaer ble følgelig utviklet for å velge linjemellomrom, skipskurs og hastighet i forhold til strømmene for å ta hensyn til arealdekningen bevirket av pendlingen. Kompliserte posisjonsskjema ble utviklet for å bestemme den virkelige plasseringen av hver "mottager", som her er ment er en virkelig gruppe av enkelte mottagerdetektorer til streameren. Konstruksjonen av undersøkelsene (1injemellomrom, skuddretning og hastighet, antall liner etc.) ble gjort basert på angtagelsen av strømmene.
Detaljer ved havstrømmer og følgelig de virkelige streamer-mønstrene er uheldigvis ikke forutsigbare. Mange under-søkelser har ikke kunnet gi tilstrekkelig arealdekning når de er basert på forutsatte strømmer på grunn av at den virkelige pendlingen til streamerkabelen i løpet av undersøkelsen avvek betydelig fra det som var ventet før undersøkelsen. For å overvinne disse dårlige erfaringene, har innsamlingen av data blitt utført ved å anbringe mottagerne og ved å spore tilliggende skuddlinjekurser til fartøyet mye tettere sammen enn hva som virkelig er nødvendig ved databehandlingen. Dette øker naturligvis betydelig kostnaden ved datainnsamlingen for å sikre en adekvat fordeling av mottagerstedene over et undersøkt område.
Som nevnt ovenfor er marineseismiske refleksjonsundersøkelser til nå blitt utført ved å anvende et hovedsakelig jevnt med avstand anbrakte parallelle fartøykurslinjer. En halvdel av linjene blir vanligvis skutt i en retning og en halvdel av linjene blir skutt i motsatt retning. Ved ferdig skyting langs en linje, f.eks. fra vest mot øst, dreies fartøyet og en linje blir skutt fra øst mot vest. Denne dreiingen blir gjort utenfor området som er av interesse for undersøkelsen for å samle data fra hele området som er av interesse. Tiden som fartøyet er utenfor undersøkelsesområdet representerer bortkastet skipstid med hensyn til datainnsamlingen.
Det er derfor et formål med foreliggende oppfinnelse å samle marineseismiske data på en forbedret måte hvor pendlingen av streamerkabelen blir styrt uavhengig av sjø- og vlndstrømmer for å sikre nøyaktig arealdekning.
Det er et ytterligere formål med foreliggende oppfinnelse å sørge for innsamling av marineseismisk data på en forbedret måte hvor marinefartøyet sjelden går utenfor området som er interessant for undersøkelsen i løpet av undersøkelsen og der er derfor lite bortkastet tid i forhold til tidligere kjente undersøkelsesmetoder hvor fartøyet må dreie rundt.
Ovenfornevnte formål tilveiebringes ved hjelp av en fremgangsmåte av den innledningsvis nevnte art hvis karakteris-tiske trekk fremgår av krav 1.
Ytterligere trekk ved oppfinnelsen fremgår av de øvrige kravene.
Uforutsigbare havstrømmer og vinder vil frembringe variasjoner i skipet og streamerens posisjon fra den ideelle sirkulære formen, men slike variasjoner vil ha en ubetydelig virkning. Den aktuelle posisjonen til skipet og streameren er opptegnet i løpet av undersøkelsen ved å anvende kommersiell tilgjengelig teknologi og slik posisjonsinformasjon blir anvendt for å korrigere opptegnet data i løpet av påfølgende behandling.
Selv om det er akseptabelt å fullføre en sirkulær omkrets-dekning om et første styresenter og så det neste inntil et fullstendig areal har blitt undersøkt, er det foretrukket å styre fartøyet først delvis rundt et senter og så i en tangensial kontinuitet rundt et påfølgende styresenter på en S-lignende måte osv. inntil hele området er dekket. Dette er antatt å være den hurtigste og letteste måten å tilveiebringe komprimert dekning av hele undersøkelsesområdet.
Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere med henvisning til tegningene, hvor:
Fig. 1 viser skjematisk et marinefartøy utstyrt for seismisk dataundersøkelse med en streamerkabel for samling. Fig. 2 viser en forenklet arealbane til et marinefartøy som beveger seg rundt et styresenter i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Fig.3 viser en forenklet arealbane til et marinefartøy som beveger seg rundt et styresenter i samsvar med en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse . Fig. 4 viser et arealundersøkelsesplan for hele området som er av interesse i samsvar med foreliggende oppf innelse. Fig. 1 viser et fartøy 10, idet dette beveger seg i en baneretning 12. Havoverflaten er betegnet med henvisnings-tallet 14 og det geofysiske terrenget er representert med reflekterende overflate 16. Denne overflaten er vist som horisontal og er kun vist som et enkelt reflekterende grensesnitt for enkelhetens skyld. Det er naturligvis klart at i praksis vil der være mange reflekterende grensesnitt og en eller flere av dem kan ikke være fremherskende horisontal. Fartøyet 10 sleper en flytende kilde 18, vanligvis omkring 7,5 m under havoverflaten og tett opptil fartøyet og en streamerkabel 20, som er balansert og ellers anbrakt ved hjelp av paravaner og lignende slik at den spres ut bak fartøyet også under vannoverflaten og derfor fri fra største-delen av overflateturbulensen.
Anbrakt langs og i ett med streamerkabelen 20 er flere "mottagere". En "mottager" er for denne anvendelsen en seismisk signaldetekteringsenhet. I praksis er hver enhet en rekke eller gruppe av tett tilknyttede hydrofoner, men en enhet kan være en enkelt hydrofon. Mottagerne er vanligvis anbrakt med jevn avstand fra hverandre. Streamerkabelen kan være heller lang i størrelsesorden av 3000 m i mange tilfeller. For enkelhetens skyld er kun vist et par mottagere 22a-22g. Respektive refleksjonsbaner fra kilden 18 til reflekterende overflate 16 til mottagerne 22a-22g er identifisert som baner 24-24g.
Ved utførelse av en undersøkelse blir kilden periodisk aktivert for å frembringe et akustisk signal som sendes nedover i vannet for å bli detektert av mottagerne etter reflekteringen fra de reflekterende grensesnittene i det geofysiske området. Den innsamlede dataen blir opptegnet og behandlet for å tilveiebringe informasjon om geologien til formasjonen ved refleksjonspunktene, som er midtpunktene mellom kilden og respektive mottagere når betraktet ovenfra og for et horisontalt reflekterende sjikt eller grensesnitt. Selv om refleksjonssjiktet kan ha en annen form enn horisontalt, vil av bekvemlighetsgrunner refleksjonspunktene bli henvist til som "midtpunkter".
Med henvisning til fig. 2 er vist et område eller et toppriss av et fartøy 10 som beveges i en sirkelformet kurs 26 om et styresenter 28, idet streamerkabelen 20 pendler bak fartøyet 10 og tilnærmet overliggende kursen 26. Sirkelens radius eller bue til sirkelene for kursen 26 er radiusen RI. En kordelinje 30 er trukket fra fartøyet 10 eller mer nøyaktig fra kilden 18 forbundet med fartøyet 10 og endemottageren 22x, den som er lengst borte fra fartøyet 10, definerer en sirkel 32 som blir krysset av midtpunktet forbundet med mottageren 22x. Denne midtpunktkursen 32 kan bli bestemt ved hjelp av å trekke en perpendikulær på styrepunktet 28 til kordelinjen 30, idet perpendikulæren også er vist som radiusen R2.
Det skal bemerkes at den andre kordelinjen trukket til de mellomliggende mottagerne anbrakt langs streamerkabelen definerer det geometriske stedet for punktene vist ved hjelp av linjen 34. Det skal også bemerkes at linjene sporet av midtpunktene lett adskiller seg fra hverandre på grunn av pendelvirkningen, men alle er konsentriske i forhold til hverandre om styresenteret 28. Kunnskapen om forholdet nettopp beskrevet med hensyn til kilden, mottagerne, kursradiusen, midtpunktradiusene og det geometriske stedet for punktene til midtpunktradiusene gjør det enkelt og nøyaktig å konstruere en undersøkelse for å tette et gitt område og for å behandle og tolke den seismiske innsamlede dataen. Det skal bemerkes at arealdekningen for en fullstendig kryssing om styrepunktet 28 er området 36, det området definert som å være mellom kurslinjen 26 og midtpunktkurs-1 injen 32.
Fig. 3 er stort lik fig. 2 med unntak av at RI, radiusen til sirkelen for kursen 46, er valgt slik at lengden på streamerkabelen er lik en halvdel av omkretsen til en sirkulær kurs 46. I dette tilfellet sammenfaller midtpunktet 32 forbundet med mottageren 22x med styresenteret 48. Arealdekningen for en fullstendig kryssing om styrepunktet 48 er området 50, området sveipet ut av det geometriske stedet for midtpunktet eller buen 34. Området 50 faller sammen med det fullstendige området innenfor sirkelkursen 46.
Med henvisning til fig. 4 er vist et planlagt område 40 for undersøkelse som en firkant med sider 42 og 44. Selv om området som skal undersøkes vanligvis er en firkant, kan oppfinnelsen anvendes også på et rektangulært område og også på et område med irregulær form.
Arealdekningen 46 mellom kurslinjen 26 og midtpunktlinjen 32 og arealdekningen 50 mellom kurslinjen 46 og styresenteret 48 blir overlagret på undersøkelsesområdet 40 på fig. 4. Det fremgår at den fullstendige dekningen av området 40 innbefattende gjentagende data for å gi redundansnøyaktighet er mulig ved å velge en egent radius RI og ved å spore like kurser om flere styresenter vist med prikket mønster. Hvert punkt representerer et styresenter. Den tilveiebrakte ønskede redundansen innbefatter refleksjoner fra samme underflate-punkter fra flere kildemottagerpar med forskjellige avstander mellom kilde og mottager og forskjellige asimuter til en linje som forbinder kilde og mottager. Der er en bevegelse av fartøyet utenfor grensene til undersøkelsesområdet, men kan ikke sammenlignes med tidligere kjent beskrevet teknikk.
For å tilveiebringe en hensiktsmessig dekning eller sporing av området 40 i samsvar med ovenfor individuelle prosedyre, er det foretrukket å etablere styresentrene og radiusen til styringen slik at fartøyet kan beveges fra en styrekurs til neste på en S-f ormet måte. Med andre ord, den innstilte kursen vil være tangensial til hverandre for å tillate fartøyet å sno en total tangensial kurs fra en bue til en kurslinje til den neste inntil det fullstendige området er dekket.

Claims (6)

1. Fremgangsmåte for å samle marineseismiske data ved anvendelse av en streamerkabel slepet av et fartøy, idet streamerkabelen har flere seismiske mottagere med avstand langs kabelen, idet hver mottager mottar seismiske refleksjoner fra en akustisk kilde forbundet med fartøyet som blir mottatt av mottageren etter at det har blitt reflektert av det geofysiske terrenget under kilden og mottageren, karakterisert ved kryssing av i det minste en delvis sirkel med fartøyet om et styresenter, dannelse av akustiske kildesignaler fra kilden, og mottagelse av reflekterte signaler fra kilden ved i det minste en av mottagerne, idet mottageren sporer en pendelkurs om styresenteret slik at streamerkabelen ligger i hovedsaken langs nevnte sirkel som bestemt av omgivelsesbetingelsene, idet data samlet derfra er de som er forbundet med midtpunktet til motstående seg likt bevegende korde definert av kilden og mottageren.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved mottagelse av reflekterte signaler fra kilden ved hver av de andre mottagerne, idet hver av mottagerne sporer en respektiv pendelkurs om styresenteret, idet innsamlede data er forbundet med en arealdekning mellom sirkelbuen krysset av fartøyet og mot hverandre stående seg bevegende korde definert av kilden og en av mottagerne anbrakte lengst borte derfra langs streamerkabelen, hvor midtpunktet til hver av de seg motsatt stående bevegende korder definert av kilden og mottagerne krysser separate sirkulære buer om styresenteret .
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at behandling av mottatt data fra mottagerne som gjenkjenner at midtpunktene til hver av seg motsatt stående bevegende korder definerer et jevnt formet geometrisk sted for punktene.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2, karakterisert ved at den innbefatter kryssing av ytterligere sirkelbuer med fartøyet om ytterligere styresenter, dannelse av akustiske kildesignaler fra kilden, og mottagelse av reflekterte signaler fra kilden ved hver av mottagerne, idet hver av mottagerne sporer en respektiv pendelkurs om de ytterligere styresentrene, idet de innsamlede data er forbundet med ytterligere arealdekninger mellom ytterligere sirkelbuer krysset av fartøyet og seg motsatt stående seg bevegende korder definert av kilden og mottagerne anbrakt langs streamerkabelene, idet midtpunktet til hver av seg motsatt stående bevegende korder definert av kilden og mottageren krysser en sirkelbue om nevnte ytterligere styresentere.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at arealdekningene kombineres for å tilveiebringe datainnsamling fra et fullstendig undersøkt område.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at den innbefatter lokaliseringen av de ytterligere styresentrene og radiusene til de kryssede buene for tangensialt grensesnitting, og bevegelse av fartøyet om en av styresentrene på en første sirkelbuekurs og så fortsettelse om et andre styresenter på en andre sirkelbuekurs.
NO843218A 1983-08-11 1984-08-10 Fremgangsmaate for innsamling av seismisk data. NO161586C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/522,329 US4486863A (en) 1983-08-11 1983-08-11 Circular seismic acquisition system

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO843218L NO843218L (no) 1985-02-12
NO161586B true NO161586B (no) 1989-05-22
NO161586C NO161586C (no) 1989-08-30

Family

ID=24080434

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO843218A NO161586C (no) 1983-08-11 1984-08-10 Fremgangsmaate for innsamling av seismisk data.

Country Status (10)

Country Link
US (1) US4486863A (no)
AU (1) AU575063B2 (no)
BR (1) BR8404031A (no)
CA (1) CA1215769A (no)
DK (1) DK163611C (no)
GB (1) GB2144854B (no)
MX (1) MX158227A (no)
MY (1) MY8800098A (no)
NO (1) NO161586C (no)
OA (1) OA07793A (no)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3742528A1 (de) * 1987-12-12 1989-06-22 Prakla Seismos Ag Verfahren zur erfassung seismischer daten
US4965773A (en) * 1987-12-09 1990-10-23 Prakla-Seismos Ag Method for recording seismic data
US4803668A (en) * 1988-05-27 1989-02-07 Exxon Production Research Company Method of 3-D seismic imaging for structures with approximate circular symmetry
US4835745A (en) * 1988-05-27 1989-05-30 Exxon Production Research Company Method of radial seismic data collection for improved salt structure imaging
US4894807A (en) * 1988-06-16 1990-01-16 Western Atlas International, Inc. Simultaneous vertical-seismic profiling and surface seismic acquisition method
US5960370A (en) * 1996-08-14 1999-09-28 Scientific Drilling International Method to determine local variations of the earth's magnetic field and location of the source thereof
FR2759172B1 (fr) * 1997-02-05 1999-03-05 Inst Francais Du Petrole Methode de traitement de donnees sismiques de puits multi-composantes orientees
US7400552B2 (en) * 2006-01-19 2008-07-15 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for efficiently acquiring towed streamer seismic surveys
US8488409B2 (en) * 2007-05-17 2013-07-16 Westerngeco L.L.C. Acquiring azimuth rich seismic data in the marine environment using a regular sparse pattern of continuously curved sail lines
US8559265B2 (en) * 2007-05-17 2013-10-15 Westerngeco L.L.C. Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
AU2008254856B2 (en) * 2007-05-17 2013-01-31 Reflection Marine Norge As Methods for efficiently acquiring wide-azimuth towed streamer seismic data
US9857491B2 (en) 2008-05-15 2018-01-02 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US8681580B2 (en) 2008-05-15 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Multi-vessel coil shooting acquisition
US8462583B2 (en) * 2008-05-29 2013-06-11 Woodside Energy Ltd. Method of marine seismic data acquisition
AU2009253746B2 (en) * 2008-05-29 2013-12-19 Woodside Energy Limited Sinusoidal marine seismic data acquisition
US8547784B2 (en) 2008-05-29 2013-10-01 Woodside Energy Ltd. Sinusoidal marine seismic data acquisition
US8724426B2 (en) * 2008-06-03 2014-05-13 Westerngeco L.L.C. Marine seismic streamer system configurations, systems, and methods for non-linear seismic survey navigation
US9594181B2 (en) * 2008-06-13 2017-03-14 Westerngeco L.L.C. Filtering and presentation of heading observations for coil shooting
US9052411B2 (en) 2008-06-13 2015-06-09 Westerngeco L.L.C. Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path
US8483008B2 (en) 2008-11-08 2013-07-09 Westerngeco L.L.C. Coil shooting mode
US8681581B2 (en) * 2009-12-30 2014-03-25 Westerngeco L.L.C. Randomization of data acquisition in marine seismic and electromagnetic acquisition
US8711654B2 (en) 2009-12-30 2014-04-29 Westerngeco L.L.C. Random sampling for geophysical acquisitions
FR2955397B1 (fr) 2010-01-15 2012-03-02 Cggveritas Services Sa Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques marines
FR2955396B1 (fr) * 2010-01-15 2013-03-01 Cggveritas Services Sa Dispositif de traitement de donnees sismiques marines
FR2961316A1 (fr) 2010-06-10 2011-12-16 Cggveritas Services Sa Procede de traitement de donnees sismiques marines
US8792297B2 (en) 2010-07-02 2014-07-29 Pgs Geophysical As Methods for gathering marine geophysical data
AU2011232767B2 (en) * 2010-10-14 2014-05-08 Cggveritas Services Sa Method and device to acquire seismic data
US8949030B2 (en) 2011-07-29 2015-02-03 Westerngeco L.L.C. Attenuating sea-surface ghost wave effects in seismic data
US20130028045A1 (en) * 2011-07-29 2013-01-31 Ralf Ferber Seismic survey designs for attenuating sea-surface ghost wave effects in seismic data
US9103942B2 (en) 2011-10-28 2015-08-11 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for survey designs
US9001615B2 (en) 2011-11-08 2015-04-07 Conocophillips Company Oscillating flared streamers
US9274239B2 (en) 2012-01-13 2016-03-01 Westerngeco L.L.C. Wavefield deghosting
AU2013200375B2 (en) 2012-01-24 2014-05-22 Cggveritas Services Sa Multi-vessel seismic acquisition with undulating navigation lines
US9423519B2 (en) 2013-03-14 2016-08-23 Pgs Geophysical As Automated lateral control of seismic streamers
US10386511B2 (en) * 2014-10-03 2019-08-20 Exxonmobil Upstream Research Company Seismic survey design using full wavefield inversion

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3292141A (en) * 1964-12-24 1966-12-13 Texas Instruments Inc Marine normal moveout determination
US3890593A (en) * 1971-05-21 1975-06-17 Advance Oil And Gas Co Inc Multi-directional seismic exploration methods on navigable water
US3806863A (en) * 1971-11-18 1974-04-23 Chevron Res Method of collecting seismic data of strata underlying bodies of water
US3831136A (en) * 1972-05-05 1974-08-20 Chevron Res Method of initiating and collecting seismic data related to strata underlying bodies of water using a continuously moving seismic exploration system located on a single boat
US3840845A (en) * 1973-06-29 1974-10-08 Chevron Res Method of initiating and collecting seismic data related to strata underlying bodies of water using a continuously moving seismic exploration system located on a single boat using separate streamers
US3921124A (en) * 1974-03-18 1975-11-18 Continental Oil Co Marine 3-D seismic method using source position control
US4068208A (en) * 1975-07-14 1978-01-10 Texas Instruments Incorporated Marine streamer position determination system
US4033278A (en) * 1976-02-25 1977-07-05 Continental Oil Company Apparatus for controlling lateral positioning of a marine seismic cable
US4231111A (en) * 1978-03-13 1980-10-28 Mobil Oil Corporation Marine cable location system
US4301523A (en) * 1980-06-06 1981-11-17 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy Measurement and compensation system for beam forming array
US4376301A (en) * 1980-12-10 1983-03-08 Chevron Research Company Seismic streamer locator
US4404664A (en) * 1980-12-31 1983-09-13 Mobil Oil Corporation System for laterally positioning a towed marine cable and method of using same

Also Published As

Publication number Publication date
NO843218L (no) 1985-02-12
BR8404031A (pt) 1985-07-16
MY8800098A (en) 1988-12-31
US4486863A (en) 1984-12-04
DK386084A (da) 1985-02-12
AU575063B2 (en) 1988-07-21
AU3180684A (en) 1985-02-14
GB8419180D0 (en) 1984-08-30
CA1215769A (en) 1986-12-23
GB2144854A (en) 1985-03-13
OA07793A (en) 1986-11-20
DK163611C (da) 1992-08-10
DK386084D0 (da) 1984-08-10
MX158227A (es) 1989-01-16
GB2144854B (en) 1986-08-06
DK163611B (da) 1992-03-16
NO161586C (no) 1989-08-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO161586B (no) Fremgangsmaate for innsamling av seismisk data.
US4894807A (en) Simultaneous vertical-seismic profiling and surface seismic acquisition method
US5430689A (en) Method for acquiring marine seismic data having statistically distributed azimuths and offsets
US4992991A (en) Marine seismic receiving system employing multiple depth hydrostreamer cable
US8462583B2 (en) Method of marine seismic data acquisition
NO333201B1 (no) Fremgangsmate for akvisisjon og prosessering av seismiske data
US20030067842A1 (en) Helix streamer acquisition of seismic data
US8416640B2 (en) Methods for optimizing offset distribution of cross spread 3-D seismic surveys using variable shot line length
WO2007070499A2 (en) Method of wide azimuth seismic aquisition
NO329895B1 (no) Fremgangsmåte og system for innsamling av seismikkdata ved hjelp av flere seismikkilder
NO339499B1 (no) Generalisert 3D-overflate-multippel prediksjon
CN1325938C (zh) 地震接收器运动的补偿
US4242740A (en) Seismic refraction exploration
US4330873A (en) Aplanatic geophysical exploration system
NO20101668A1 (no) Sinusformet innsamling av marine seismikkdata
NO752569L (no)
US3506955A (en) Multiline seismic exploration
NO821289L (no) Fremgangsmaate ved seismiske undersoekelser
Samson et al. Imaging beneath an opaque basaltic layer using densely sampled wide‐angle OBS data 1
NO178048B (no) Fremgangsmåte ved vertikal seismisk profilundersökelse
NO882889L (no) Fremgangsmaate for reell tidsfremvisning av datadekning for marin seismisk undersoekelse.
NO171134B (no) Fremgangsmaate ved seismiske undersoekelser
US9945973B2 (en) Marine seismic survey pre-plot design
NO171387B (no) Fremgangsmaate til kvantifisering av nivaaet for vaer- og sjoestoey ved marinseismiske undersoekelser
US2449921A (en) Seismic method of locating faults