BRPI1103888A2 - mÉtodo para separar fontes sÍsmicas em levantamentos sÍsmicos marinhos - Google Patents
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Abstract
MÉTODO PARA SEPARAR FONTES SÍSMICAS EM LEVANTAMENTOS SÍSMICOS MARINHOS. A presente invenção refere-se a um operador que é aplicado em um domínio de frequência a múltiplos dados sísmicos de fonte adquiridos em um levantamento marinho, com múltiplas fontes colocalizadas substancialmente horizontalmente e em diferentes profundidades, para gerar uma estimativa de um campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar por retardos de tempo entre e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias. A estimativa do campo de onda de fonte primária é adaptavelmente subtraida dos múltiplos dados sísmicos de fonte para gerar as estimativas de campo de onda de fonte secundária. Outro operador é aplicado no domínio de frequência para as estimativas de campos de onda de fonte secundária para gerar outra estimativa de campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar pelos retardos de tempo entre e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias. As estimativas de fonte primária e secundária são utilizadas, após refinamentos iterativos adicionais para remover o ruído, para gerar os componentes de campo de onda ascendentes e descendentes dos múltiplos dados sísmicos de fonte.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO PARA SEPARAR FONTES SÍSMICAS EM LEVANTAMENTOS SÍSMICOS MARINHOS".
REFERÊNCIAS CRUZADAS A PEDIDOS RELATIVOS Não aplicável
PESQUISA OU DESENVOLVIMENTO FEDERALMENTE PATROCINADO
Não aplicável
LISTAGEM DE SEQÜÊNCIA, TABELA, OU LISTAGEM DE COMPUTA- DOR
Não aplicável
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO CAMPO DA TÉCNICA
A presente invenção refere-se geralmente ao campo de pros- pecção geofísica. Mais especificamente, a invenção refere-se ao campo de formação de imagem de dados de cabo sísmico marinho. DESCRIÇÃO DA TÉCNICA RELACIONADA
Na indústria de óleo e gás, a prospecção geofísica é comumente utilizada para ajudar na pesquisa por uma avaliação de formações terrestres de subsuperfície. As técnicas de prospecção geofísica geram um conheci- mento da estrutura de subsuperfície da terra, os quais são úteis para encon- trar e extrair recursos minerais valiosos, especificamente depósitos de hidro- carbonetos tais como óleo e gás natural. Uma técnica bem conhecida de prospecção geofísica é um levantamento sísmico. Em um levantamento sísmico baseado em terra, um sinal sísmico é gerado sobre ou próximo da superfície terrestre e então se desloca para baixo para dentro da subsuperfí- cie da terra. Em um levantamento sísmico marinho, o sinal sísmico também se desloca para baixo através de um corpo de água sobreposto à subsuper- fície da terra. Fontes de energia sísmica são utilizadas para gerar o sinal sísmico o qual, após propagar para dentro da terra, é pelo menos parcial- mente refletido por refletores sísmicos de subsuperfície. Tais refletores sís- micos tipicamente são as interfaces entre as formações subterrâneas que têm diferentes propriedades elásticas, especificamente a velocidade de onda sonora e a densidade de rocha, o que leva a diferenças em impedância a- cústica nas interfaces. A energia sísmica refletida é detectada por sensores sísmicos (também denominados receptores sísmicos) na ou próximo da su- perfície da terra, dentro de um corpo de água sobreposto, ou em profundida- des conhecidas dentro de furos de sondagem. Os sensores sísmicos geram sinais, tipicamente elétricos ou óticos, da energia sísmica detectada, os quais são gravados para um processamento adicional.
As fontes sísmicas apropriadas para gerar o sinal sísmico em le- vantamentos sísmicos terrestre podem incluir explosivos ou vibradores. Os levantamentos sísmicos marinhos tipicamente empregam uma fonte sísmica submersa rebocada por um navio e periodicamente ativada para gerar um campo de onda sísmico. A fonte sísmica que gera o campo de onda pode ser de diversos tipos incluindo uma pequena carga explosiva, uma centelha ou arco elétrico, um vibrador marinho, e, tipicamente, um disparador. O dis- parador de fonte sísmica pode ser um disparador de água, um disparador de vapor e, mais tipicamente, um disparador de ar. Tipicamente, uma fonte sísmica marinha consiste não em um único elemento de fonte, mas uma re- de de elementos de fonte espacialmente distribuídos. Esta disposição é es- pecificamente verdadeira para os disparadores de ar, correntemente a forma mais comum de fonte sísmica marinha.
Os tipos apropriados de sensores sísmicos tipicamente incluem os sensores de velocidade de partícula, especificamente em levantamentos terrestres, e sensores de pressão de água especificamente em levantamen- tos marinhos. Algumas vezes sensores de deslocamento de partícula, sen- sores de aceleração de partícula, ou sensores de gradiente de pressão são utilizados no lugar dos ou em adição aos sensores de velocidade de partícu- la. Os sensores de velocidade de partícula e os sensores de pressão de á- gua são comumente conhecidos na técnica como geofones e hidrofones, respectivamente. Os sensores sísmicos podem ser distendidos por si pró- prios, mas são mais comumente distendidos em redes de sensores. Além disso, os sensores de pressão e os sensores de movimento de partícula po- dem ser distendidos juntos em um levantamento marinho, colocados em pa- res ou pares de rede.
Em um levantamento sísmico marinho típico, um navio de levan- tamento sísmico se desloca sobre a superfície da água, tipicamente a apro- ximadamente 5 nós, e contém um equipamento de aquisição sísmica, tal como um controle de navegação, um controle de fonte sísmica, um controle de sensor sísmico, e um equipamento de gravação. O equipamento de con- trole de fonte sísmica faz com que uma fonte sísmica rebocada dentro do corpo de água pelo navio sísmico atue em tempos selecionados (a ativação comumente conhecida como uma "denotação"). Os cabos sísmicos, também denominados cabos sismográficos, são estruturas alongadas como cabo rebocadas dentro do corpo de água pelo navio de levantamento sísmico que reboca a fonte sísmica ou por outro navio de levantamento sísmico. Tipica- mente, uma pluralidade de cabos sísmicos é rebocada atrás de um navio sísmico. Os cabos sísmicos contêm sensores para detectar os campos de onda refletidos iniciados pela fonte sísmica e que retornam de interfaces re- fletivas. Os sensores de pressão e os sensores de movimento de partícula podem ser distendidos em proximidade estreita, colocados em pares ou pa- res de redes ao longo de um cabo sísmico. Uma alternativa a ter o geofone e o hidrofone colocalizados, é ter uma suficiente densidade espacial de senso- res de modo que os respectivos campos de onda gravados pelo hidrofone e pelo geofone possam ser interpolados ou extrapolados para produzir os dois sinais de campo de onda na mesma localização.
As gravações de sensores duplos objetivam decompor os dados sísmicos em componentes de campo de onda ascendentes e descendentes. Após a decomposição, os campos de onda ascendentes obtidos represen- tam uma forma de onda que não mais contém os campos de onda que pro- pagam para baixo. Em outras palavras, os campos de onda ascendentes não mais contêm os eventos de reflexão interferentes que primeiro foram refletidos na superfície da água, propagando para baixo antes de serem gra- vados pelos receptores sísmicos, tais como os hidrofones e os geofones. Como estes campos de onda descendentes interferentes, conhecidos como "fantasmas de receptor", foram removidos, a largura de banda do sinal gra- vado aumentou, o que ajuda na interpretação dos dados gravados em está- gios posteriores.
A interferência também ocorre no lado de fonte. Uma fonte sís- mica não somente gera as ondas que propagam para baixo, a fonte também gera ondas que primeiro propagam para cima, antes de serem refletidas na superfície da água e propagar para baixo para dentro da terra. Este campo de onda refletido, conhecido como "fantasma de fonte", poderia ser conside- rado por ser gerado por uma fonte espelhada localizada na localização de espelho com relação à superfície do mar. Esta interferência reduz a largura de banda do sinal sísmico gravado.
Um modo de superar a interferência dos campos de onda gera- da pela fonte e o seu fantasma de fonte é utilizar uma geometria de múltiplas fontes, onde as fontes estão proximidade estreita e disparadas em diferentes tempos. Se for possível separar os campos de onda que foram gerados pe- Ias fontes individuais, então um operador de "retirada de fantasma de fonte" pode ser aplicado aos dados que objetiva colapsar os campos de onda ge- rados pela fonte e o seu fantasma em um único campo de onda de fonte.
Para separar os campos de onda de fonte gerados pelas múlti- plas fontes, diferentes propostas podem ser utilizadas. Uma proposta é fazer uso de técnicas de remoção de ruído bem estabelecidas, tais como filtragem de f-k, filtragem randômica ou técnicas de remoção de ruído incoerente. Es- tes métodos convencionais são aplicados após classificar os dados, classifi- cados em um domínio de denotação comum, em uma ordem diferente (tal como um domínio de receptor comum, um domínio de ponto médio comum, um domínio de deslocamento comum), já que os efeitos de interferência po- dem tornar-se mais randômicos em tais domínios.
Assim, uma necessidade existe para um método para separar os campos de onda de fonte sísmica em levantamentos sísmicos marinhos. De preferência, o método é baseado em dados, por somente utilizar os dados sísmicos gravados. BREVE SUMARIO DA INVENÇÃO
A invenção é um método para formação de imagem da subsu- perfície da terra. Um computador programável é utilizado para executar o seguinte. Um operador é aplicado em um domínio de freqüência a múltiplos dados sísmicos de fonte adquiridos em um levantamento marinho, com múl- tiplas fontes colocalizadas substancialmente horizontalmente e em diferentes profundidades, para gerar uma estimativa de um campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar por retardos de tempo entre uma fonte primária e uma ou mais fontes secundárias e para diferentes pro- fundidades das fontes primárias e secundárias. A estimativa do campo de onda de fonte primária é adaptavelmente subtraído dos múltiplos dados sís- micos de fonte, por meio disto gerando uma estimativa de um ou mais cam- pos de onda de fonte secundária. Outro operador é aplicado no domínio de freqüência nas estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secun- dária para gerar outra estimativa da ondulação de fonte primária, o operador construído para compensar pelos retardos de tempo entre a fonte primária e as uma ou mais fontes secundárias, e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias. As estimativas da fonte primária e das uma ou mais fontes secundárias são utilizadas, após refinamentos iterativos adi- cionais para remover o ruído, para gerar os componentes de campo de onda ascendentes e descendentes dos múltiplos dados sísmicos de fonte. BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
A invenção e suas vantagens podem ser mais facilmente com- preendidas por referência à descrição detalhada seguinte e aos desenhos anexos, nos quais:
figura 1 é um fluxograma que ilustra uma modalidade do método da invenção para separar as fontes sísmicas em levantamentos sísmicos marinhos;
figura 2 é um fluxograma que ilustra uma porção inicial de outra modalidade do método da invenção para separar as fontes sísmicas em le- vantamentos sísmicos marinhos;
figura 3 é um fluxograma que ilustra uma porção final da modali- dade do método da invenção para separar as fontes sísmicas em levanta- mentos sísmicos marinhos iniciado na figura 2;
figura 4 é um fluxograma que ilustra uma modalidade adicional do método da invenção para separar as fontes sísmicas em levantamentos sísmicos marinhos iniciado nas figuras 2 e 3.
Apesar da invenção ser descrita em conexão com as suas mo- dalidades preferidas, será compreendido que a invenção não está limitada a estas. Ao contrário, a invenção pretende cobrir todas as alternativas, modifi- cações, e equivalentes que possam estar incluídos dentro do escopo da in- venção, como definido pelas reivindicações anexas.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO A invenção é um método para separar os campos de onda de fonte em dados sísmicos marinhos adquiridos com múltiplas fontes dispara- das em diferentes profundidades, em diferentes tempos, possivelmente mesmo tempos randômicos, mas onde todas as fontes estão substancial- mente horizontalmente colocalizadas, isto é, em proximidade estreita umas com as outras. A invenção utiliza um operador que satisfaz a equação de onda. Neste operador, os retardos de tempo entre as diferentes fontes são compensados, assim como o fato que as fontes são disparadas em diferen- tes profundidades.
Os retardos de tempo entre os campos de onda de fonte são considerados através da aplicação de um deslocamento de fase no domínio
de Laplace. Para o retardo de tempo t0, isto pode ser expresso por: p(x,t-t0)->exp(-st0)p(x,s) ^ ^
na qual a transformada de Laplace direta do domínio de espaço - tempo (x, t) para o domínio de Laplace (x, s), designada por um til é definida em ge- ral como
^(x'í)=Lexp("íí)p(x'í)df (2)
e a transformada de Laplace inversa correspondente é definida como:
j s+j™
χτ(ήρ(χ,ή = -— Jexp (st)p(x,s)ds. (3)
J s-jx
Aqui XT(t) = ^,^rate{T,ÕT,T}
j
onde
Γ = {ίε91;ί>/0}; ÕT = {t e$l;t = t0}; Γ = <f0},
e χ é o espaço, t é o tempo, e s é o parâmetro de freqüência de Laplace, abaixo discutido.
A seguir, a invenção será ilustrada como atuando sopre o campo
de onda de pressão p(x, t), tipicamente detectado por sensores de pressão tais como os hidrofones, apesar do tipo de campo de onda e do tipo de sen- sores empregados não serem uma restrição da invenção. A invenção pode ser aplicada com qualquer tipo de sensor sísmico apropriado e seus campos de onda detectados. Por exemplo, os campos de onda de movimento de par- tícula e os sensores de movimento de partícula poderiam ser empregados. A modificação das equações seguintes para acomodar outros campos de onda é direta.
Tradicionalmente, o parâmetro de Laplace s é dado pelo número puramente imaginário:
s = j<o = jlnf
1
onde j é a unidade imaginária V-L, ω é a freqüência angular, e f é a fre- qüência real. Na invenção, no entanto, o parâmetro de Laplace s é ao invés dado por:
s = jo + ε = jlnf + ε ^ ^
onde ε é a parte real do parâmetro de freqüência de Laplace complexo s. A parte real ε na equação (4) pode ser expressa como, mas não está limitada, ao seguinte:
ε =constante;
£ = £·(χ), onde x = (χ,,X29X3); ε = ε(ί)\ ε = ε(χ,ί); ε = ε(/); ε = ε(χ,/). ^
Aqui, χι e Χ2 são coordenadas espaciais, tais como em direções em linha e linha transversal, respectivamente, e X3 é uma coordenada espa- cial vertical, tal como a profundidade. Para compensar pelo fato de que as fontes estão em profundi- dades diferentes, operadores de "retirada de fantasma" e "recolocação de
fantasma" multidimensionais podem ser utilizados. O operador de retirada de fantasma transforma um campo de onda medido Pmedida t ^sa1 sa2
gerado por uma fonte localizada na profundidade x3 = x3 e a sua
fonte espelhada na profundidade x3 = -x3s, em um campo de onda com fan- tasma retirado P retirada de fantasma (SO1, sa2, 0; s) que tem uma fonte localizada na superfície livre na profundidade X3 = 0. Este operador de retirada de fan- tasma tem a seguinte forma:
~ \ .4 [SaiiSOC2iXi = x3
Pretiradast (sCC^, SO2, X3 = 0; s) = ----—--
2sinh( ^Fx3 I
5
na qual Sa1 é um parâmetro de Laplace espectral em linha, Sa2 é um parâ- metro de Laplace espectral de linha transverc
^Γ = J I -(SO1Y-(SO2)2 ,
\2 Í \2
-I -W
vc y
onde c é a velocidade do som na água.
O operador de recolocação de fantasma faz o oposto do opera- dor de retirada de fantasma na equação (6). O operador de recolocação de fantasma toma o campo de onda com fantasma retirado
P retirada de fantasma (sai, sa2, 0; s) que tem a sua localização de fon- te na superfície livre (X3 = 0) e gera um campo de onda de fantasma recolo- cado
Pl S CCy ■ S (X7 ■ Xo y S J
recolocação de fantasma V1 3J
que teria sido gerado por uma fonte na profundidade x3 = x3 e a
sua localização espelhada na profundidade x3 = -x3 . Este operador de reco- locação de fantasma toma a seguinte forma:
í — s' \ —
P
recolocação de fantasma
~P re^adefa^a ( SOy, ^2 » *3 = 0I S ) 2 SMí (ST4 ) (?)
Em uma configuração de fonte dupla, a medição é igual à soma de uma fonte primária mais uma fonte secundária:
hua!^,sa2,Xs31,xs32;s) = P^iiio ^2,x3S1;*) +Pecundino («*„w2,xf;s). (g)
A medição de fonte dupla é uma função tanto da profundidade X3 = x3sl da fonte primária quanto da profundidade x3 = x3S2 da fonte secundá- ria.
Utilizando os operadores de retirada de fantasma e de recoloca- ção de fantasma como definido nas equações (6) e (7), respectivamente, e também utilizando a equação (1), a medição de fonte dupla pode ser descri- ta como:
~ ( \ ~ í ν SinhisTx3s2J
P^ys^sa^2,X31,x3 ',ή = Ppnmim (savsa2,x3 ;s) l + exp(-s/0)—^rjrj
onde t0 agora representa o retardo de tempo entre as fontes primárias e se- cundárias. O operador de recolocação de fantasma é aplicado na fonte se- cundária e o operador de retirada de fantasma á aplicado na fonte primária.
Da equação (9), o campo de onda da fonte primária pode ser descrito por:
~ / ei \ Pdual [Sav SCC2>X3 'X3 >S)
;*) = r- SinhisTx352)
V 3 )J (10)
Das equações (7) e (9), o campo de onda da fonte primária pode também ser dado por:
~ ( \ ( \ Sinhi1STxf1) F Isa,,sa,,x: ;s) = P (sa^sa^x^ ;s)r-;-^---=r. (11)
pri^o V 1' secundário V 2> 3 > ' [sinh (rfxf ) eXP )]
Uma vez que uma estimativa do campo de onda de fonte primá- ria foi obtida, esta estimativa pode ser refinada. Duas modalidades do méto- do para refinar a estimativa de fonte primária serão aqui apresentadas, mas o método da invenção não está restrito somente a estas duas modalidades. Na primeira modalidade, o campo de onda de fonte secundária pode ser de- rivado através de uma subtração (adaptável) do campo de onda de fonte primária estimado da medição de fonte dupla original. Após isto, ambas as estimativas podem ser atualizadas. Em uma modalidade, um pré- condicionamento é aplicado na medição de fonte secundária para remover qualquer ruído indesejado. Esta estimativa da medição de fonte secundária é utilizada para computar uma nova estimativa da medição de fonte primária pela aplicação de um operador na estimativa da medição de fonte secundá- ria, utilizando a equação (11). Esta nova estimativa da medição de fonte pri- mária é então adaptavelmente otimizada novamente de modo que a subtra- ção dos dados de entrada levaria a uma energia mínima. Então, esta estima- tiva otimizada final da medição de fonte primária é subtraída da medição de fonte dupla para obter uma estimativa final da medição de fonte secundária.
Na segunda modalidade para o refinamento, a estimativa da medição de fonte primária e a estimativa da medição de fonte secundária são subtraídas da medição de fonte dupla para gerar um resíduo. O resíduo
é dado por:
R ^sal, sa2, X351 ,xf2;sj-
PDuai(^i,sa2,xl\xl2-,s)-P 1 sax,sa2,xll-,s)-P (sa^scc2,xl2-,s).
^ ' pnmáno ' secundário > \ \
Então, o processo inicia novamente e nova estimativa residual
para a próxima iteração é adicionada aos resultados de iteração anteriores. Especificamente, as duas modalidades utilizam os operadores acima descri- tos.
O método da invenção aplica-se a dados sísmicos de múltiplas fontes, não apenas a dados sísmicos de fonte dupla, como acima ilustrado para os propósitos de mostrar os princípios claramente. O método da inven- ção aplica-se igualmente a uma ou mais fontes secundárias. Assim, podem
existir, em geral, N-1 fontes secundárias posicionadas em profundidades X3=X35" , para m = 2, 3, , N, com campos de onda correspondentes Psm (^or1,,SOr25X3sm^). A equação (8) torna-se:
jP ( SGC* · SCCt«, X? «, ΧΛ ·····, ΧΛ · 511
múltiplo V 1 :S > j ' > 3 ' /
N
= P.mi.o . + Psm ^sax,sa2,xf";5).
primário . . , ,_
"=2 (8a) A equação (9) torna-se:
(SO1,
Sl S 2
S ? ? ? · · · ? ?
= P Isal, scc2,xsi; 5·)
primário V /
0
l + Vexp(-íí )sMl(jr^")
m=2 m sinh(srxf)
(9a)
onde tm agora representa o retardo de tempo entre a fonte pri- mária e a rrP fonte secundária.
A equação (10) torna-se:
P (sa sa xsl xS2 xSN-s)
/ si \ múltiplo \ 1 ? ^ 2' 3 >Λ3 > — >Λ3 >Λ)
P \sa,,sa.,,x,;s = -?=—1-—--;--^l
•primário Viz-5/ x, · 1 / τ» Sm \
_ . Sinh(^rx3)
1 + Y exp (-Stm )-)-3—(
^ V wSinh^rx351)
m=2
(10a)
A equação (11) torna-se:
N
Σ hm ( Sa\ > SCC2 > Xf" '■>S )
[SCC1,SCC2,x?-s) = ^-.
YexpM )SÍnh(5rxf)
2^ Pl Jsinh(,rxf)
m=2
Finalmente, a equação (12) torna-se:
^ ^SQ^j 5 iS"? ? ^3 ? * * * 5 ^3 j^l —
lDual
(SCC1,
s C&2 3 ^3 ? ^3 ? · * * ? -^3 5
N
(12a)
m~2
O método da invenção está abaixo descrito com relação aos flu- xogramas nas figuras 1 a 3. O fluxograma na figura 1 ilustra uma modalidade geral do método da invenção para separar múltiplas fontes. O fluxograma na figura 2 ilustra uma porção inicial de uma modalidade mais geral do método da invenção para a modalidade de fonte dupla. O fluxograma na figura 3 ilus- tra uma primeira modalidade para uma porção final do processo iniciado na figura 2. As figuras 2 e 3 tratam da modalidade de fonte dupla para propósi- tos de clareza ilustrativa somente. O número de fontes não é pretendido co- mo uma limitação da invenção.
A figura 1 é um fluxograma que ilustra uma modalidade do mé- todo da invenção para separar as fontes sísmicas em levantamentos sísmi- cos marinhos.
No bloco 10, um operador é aplicado em domínio de freqüência para múltiplos dados sísmicos de fonte adquiridos em um levantamento sís- mico marinho com múltiplas fontes substancialmente horizontalmente colo- calizadas e em diferentes profundidades, para gerar uma estimativa de um campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar os retardos de tempo entre uma fonte primária e uma ou mais fontes secundá- rias, e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias;
No bloco 11, a estimativa de campo de onda de fonte primária é adaptavelmente subtraída dos múltiplos dados sísmicos de fonte para gerar as estimativas de um ou mais campos de onda de fonte secundária.
No bloco 12, outro operador é aplicado no domínio de freqüência para nas estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária para gerar outra estimativa de campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar pelos retardos de tempo entre a fonte primária e as uma ou mais fontes secundárias, e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias.
No bloco 13, as estimativas da fonte primária e dos um ou mais campos de onda de fonte secundária, após refinamentos iterativos adicionais para remover o ruído, são utilizadas para gerar os componentes de campo de onda ascendentes e descendentes dos múltiplos dados sísmicos de fon- te.
As figuras 2 e 3 são fluxogramas que proveem uma ilustração mais detalhada da invenção, para a modalidade de fonte dupla, do que a modalidade mais geral ilustrada na figura 1. A figura 2 é um fluxograma que ilustra uma porção inicial de outra modalidade do método da invenção para separar as fontes sísmicas em levantamentos sísmicos marinhos.
No bloco 20, os dados sísmicos de um levantamento sísmico marinho são obtidos. Os dados sísmicos são adquiridos com múltiplas fontes em diferentes profundidades disparadas em diferentes tempos, mas onde todas as fontes estão em proximidade estreita umas com as outras. A obten- ção dos dados sísmicos inclui recuperar os dados previamente adquiridos do armazenamento, tal como uma memória de computador ou outros tipos de dispositivos ou meios de armazenamento de memória.
No bloco 21, os dados sísmicos do bloco 20 são classificados em acúmulos de detonação comum (também conhecidos como acúmulos de fonte comum).
No bloco 22, duas fontes são selecionadas do levantamento sísmico marinho no bloco 21. Uma fonte, aquela disparada mais cedo, é de- signada como a "fonte primária" e a outra fonte é designada como a "fonte secundária". A fonte primária está na profundidade x3 = x3sl e a fonte secun-
dária está na profundidade x3 = x32. O retardo de tempo entre as fontes pri- márias e secundárias é designado como t0. Esta combinação de fonte pri- mária e de fonte secundária constitui a medição de fonte dupla.
No bloco 23, qualquer retardo de tempo para a fonte mais cedo do bloco 22 é removido, de modo que a fonte primária é disparada no tempo de referência t = 0.
No bloco 24, os acúmulos de detonação comum, após a corre- ção de tempo no bloco 23, são classificados em acúmulos de receptor co- mum. Duas modalidades exemplares serão aqui descritas, mas estes exem- plos não pretendem ser uma limitação da invenção. Na primeira modalidade, uma interpolação é aplicada para reduzir o espaçamento de fonte efetivo, se necessário. Então, os acúmulos de denotação comum são reclassificados em acúmulos de receptor comum. Na segunda modalidade, uma reciproci- dade é utilizada para construir um acúmulo de receptor comum na profundi- dade de receptor x3 = x3 e na profundidade de fonte x3 = x* de um acúmulo
de denotação com a profundidade de fonte x3 =x3s e a profundidade de re- ceptor. x3 = x*.
No bloco 25, os acúmulos de receptor comum do bloco 24 são transformados para um domínio de freqüência. Em várias modalidades, os acúmulos de receptor comum são transformados, por exemplo, para o domí- nio de número de onda de freqüência, o domínio de lentidão de freqüência, o domínio de Laplace espectral, ou qualquer outro domínio de freqüência a- propriado. O domínio específico empregado na transformação não deve ser considerado como uma limitação do método da invenção.
No bloco 26, um operador é construído no domínio de freqüên- cia, utilizando o retardo de tempo t0 entre as fontes primárias e secundárias, e as profundidades de fonte x3 = x3si e x3 = x32 de ambas as fontes primárias
e secundárias, respectivamente. Em uma modalidade, o operador está cons- truído na equação (10), acima. Outras equações são também apropriadas e pretendem estar incluídas na invenção. Por exemplo, tais equações adicio- nais incluiriam, mas não estariam limitadas a, equações similares, mas mais simplificadas que ignoram as coordenadas de deslocamento, tais como x, y, ou ambas.
No bloco 27, o operador construído no bloco 26 é aplicado nos
dados transformados, os acúmulos de receptor comum, do bloco 25. O ope- rador reconstrói os dados da fonte primária na profundidade x3 = x351, onde
x3sl é a profundidade da fonte primária. A aplicação do operador gera uma
estimativa transformada do campo de onda fonte primária.
No bloco 28, os dados reconstruídos no bloco 27, incluindo a es- timativa transformada do campo de onda de fonte primária, são transforma- dos de volta para o domínio de deslocamento de tempo para gerar uma es- timativa do campo de onda de fonte primária. O processo então prossegue para a etapa 30 da figura 3 para continuar.
A figura 3 é um fluxograma que ilustra uma porção final da mo- dalidade do método da invenção para separar as fontes sísmicas em levan- tamentos sísmicos marinhos iniciada na figura 2. A estimativa do campo de onda de fonte primária do bloco 28 da figura 2 é provida para o bloco 30 da figura 3.
No bloco 30, a estimativa do campo de onda de fonte primária do bloco 28 da figura 2 é modificada pela aplicação de uma filtragem de ca- samento. Em uma modalidade esta filtragem de casamento é opcional. Nes- te processo, um filtro é determinado e aplicado na fonte primária estimada de modo que após a convolução do filtro com o campo de onda de fonte primária estimado, a subtração da estimativa primária filtrada casada da me- dição de fonte dupla leva a uma energia mínima. Em outras palavras, o campo de onda de fonte primária estimado é adaptavelmente otimizado de modo que este case os dados na medição de fonte dupla otimamente em um sentido de menores quadrados.
No bloco 31, a estimativa filtrada casada do campo de onda de fonte primária do bloco 30 é então subtraída da medição de fonte dupla para obter uma estimativa do campo de onda de fonte secundária. Na modalidade a subtração é uma subtração adaptável.
No bloco 32, a estimativa do campo de onda secundário do blo- co 31 é adicionalmente pré-condicionada, por exemplo, removendo o ruído remanescente, ou por remoção de energia direta ou refratada. Em uma mo- dalidade, este pré-condicionamento é opcional.
No bloco 33, a estimativa do campo de onda de fonte secundária do bloco 32 é modificada pela aplicação de filtragem casada. Em uma moda- lidade, esta filtragem casada é opcional. Neste processo, um filtro é determi- nado e aplicado na fonte secundária estimada de modo que após a convolu- ção do filtro com o campo de onda de fonte secundária estimado, a subtra- ção da estimativa secundária filtrada casada da medição de fonte dupla leva a uma energia mínima. Em outras palavras, o campo de onda de fonte se- cundária estimado é adaptavelmente otimizado de modo que este case os dados na medição de fonte dupla otimamente em um sentido de menores quadrados. Esta estimativa do campo de onda de fonte secundária pode agora ser utilizada para obter uma estimativa ainda melhor do campo de on- da de fonte primária.
No bloco 34, os dados sísmicos, que incluem a estimativa de campo de onda de fonte secundária do bloco 33, são transformados nova- mente para o domínio de freqüência.
No bloco 35, um operador é construído para gerar um campo de
onda de fonte primária da estimativa do campo de onda de fonte secundária
do bloco 34 levando em conta o retardo de tempo entre as duas detonações e o fato de que uma fonte está localizada na profundidade x3 =x3sl e a outra
na profundidade x3 = χξ2. Em uma modalidade, o operador está construído como na equação (11), acima. No bloco 36, o operador construído no bloco 35 é aplicado nos dados sísmicos transformados, que incluem a estimativa do campo de onda de fonte secundária do bloco 34. A aplicação do operador gera uma estima- tiva transformada do campo de onda de fonte primária.
No bloco 37, os dados sísmicos, que incluem a estimativa do
campo de onda de fonte secundária do bloco 36, são transformados de volta para o domínio de tempo - espaço para obter uma nova estimativa do campo de onda de fonte primária.
No bloco 38, uma nova estimativa do campo de onda de fonte primária do bloco 37 é modificada pela aplicação de filtragem casada. Em uma modalidade, esta filtragem casada é opcional. Neste processo, um filtro é determinado e aplicado na fonte primária estimada de modo que após a convolução do filtro com o campo de onda de fonte primária estimado, a sub- tração da estimativa primária filtrada casada da medição de fonte dupla leva a uma energia mínima. Em outras palavras, o campo de onda de fonte pri- mária estimado é adaptavelmente otimizado de modo que este case os da- dos na medição de fonte dupla otimamente em um sentido de menores qua- drados.
Em outra modalidade, uma energia residual é computada após a subtração da soma dos campos de onda de fonte separados estimados. En- tão, o processo das figuras 2 e 3 pode ser repetido utilizando esta energia residual. A figura 4 é um fluxograma que ilustra uma modalidade adicional do método da invenção para separar as fontes sísmicas em levantamentos sísmicos marinhos iniciada nas figuras 2 e 3. No bloco 40, o campo de onda de fonte dupla do bloco 25 da fi-
gura 2, o campo de onda de fonte primária do bloco 38 da figura 3, e o cam- po de onda de fonte secundária do bloco 33 da figura 3 são obtidos para a iteração corrente.
No bloco 41, um resíduo é calculado do campo de onda de fonte dupla, do campo de onda de fonte primária, e do campo de onda de fonte secundária do bloco 40. Em uma modalidade, o resíduo é calculado como na Equação (12), acima. No bloco 42, é determinado se o resíduo do bloco 41 é suficien- temente pequeno. Em uma modalidade específica, o resíduo é comparado com um limite ajustado para determinar se o resíduo é menor do que o limi- te. Se o resíduo for suficientemente pequeno, então o processo termina. Se o resíduo não for suficientemente pequeno, então o processo continua para o bloco 43.
No bloco 43, o processo retorna para o bloco 20 da figura 2 para repetir o processo dado nas figuras 2 e 3, utilizando o resíduo ao invés dos campos de onda.
No bloco 44, o processo retorna do bloco 38 da figura 3 com no-
vas estimativas para os campos de onda de fonte primária e de fonte secun- dária, calculadas utilizando o resíduo.
No bloco 45, as estimativas do bloco 44 para os campos de on- da de fonte primária e de fonte secundária, calculados utilizando o resíduo, são adicionadas às estimativas previamente calculadas dos campos de onda de fonte primária e de fonte secundária da iteração anterior.
No bloco 46, o processo retorna para o bloco 41 com as novas estimativas, após a adição no bloco 45, dos campos de onda de fonte primá- ria e de fonte secundária. Uma vez que as fontes separadas estão disponíveis, uma de-
composição de campo de onda de fonte pode ser aplicada utilizando os mé- todos estabelecidos. O método de separação de campo de onda de fonte acima descrito pode ser combinado com a decomposição de campo de onda de fonte. Especificamente, ambos os métodos de separação e de decompo- sição são executados no mesmo domínio de freqüência, de modo que, em uma modalidade, os dois operadores que executam os métodos de separa- ção e de decomposição podem ser combinados em uma aplicação para efi- ciência computacional.
O método da invenção não faz uso de nenhuma informação a priori sobre a geologia de subsuperfície. Somente as informações relativas à aquisição são utilizadas para separar as diferentes contribuições de fonte.
Os dados sísmicos obtidos na execução de um levantamento sísmico, representativos da subsuperfície da terra, são processados para gerar as informações relativas à estrutura geológica e às propriedades das formações terrestres de subsuperfície na área que está sendo levantada. Os dados sísmicos processados são processados para exibição e análise de um conteúdo de hidrocarbonetos potencial destas formações subterrâneas. O objetivo do processamento de dados sísmicos é extrair dos dados sísmicos tantas informações quanto possíveis referentes às formações subterrâneas de modo a adequadamente formar uma imagem da subsuperfície geológica. De modo a identificar as localizações na subsuperfície da terra quando exis- te uma probabilidade de encontrar acúmulos de petróleo, grandes somas de dinheiro são despendidas no acúmulo, processamento e interpretação de dados sísmicos. O processo para construir as superfícies refletoras que defi- nem as camadas terrestres subterrâneas de interesse dos dados sísmicos gravados provê uma imagem da terra em profundidade ou tempo. A imagem da estrutura da subsuperfície da terra é produzida de
modo a permitir que um intérprete selecione as localizações com a maior probabilidade de ter acúmulos de petróleo. Para verificar a presença de pe- tróleo, um poço deve ser perfurado. Perfurar poços para determinar se os depósitos de petróleo estão presentes ou não, é um empreendimento extre- mamente dispendioso e demorado. Por esta razão, existe uma necessidade continuada de aperfeiçoar o processamento e a exibição dos dados sísmi- cos, de modo a produzir uma imagem da estrutura da subsuperfície da terra que aperfeiçoará a capacidade de um intérprete, se a interpretação for feita por um computador ou um ser humano, para avaliar a probabilidade de que um acúmulo de petróleo existe em uma localização específica na subsuper- fície da terra. O processamento e a exibição de dados sísmicos adquiridos facilitam decisões mais precisas sobre se e onde perfurar, e por meio disto reduz o risco de perfurar furos secos.
A invenção foi acima discutida como um método, para propósitos ilustrativos somente, mas pode também ser implementada como um siste- ma. O sistema da invenção está de preferência implementado por meio de computadores, especificamente computadores digitais, juntamente com ou- tros equipamentos de processamento de dados convencionais. Tal equipa- mento de processamento de dados, bem conhecidos na técnica, compreen- derá qualquer combinação ou rede apropriada de equipamento de proces- samento de computador, que inclui, mas não está limitado a, hardware (pro- cessadores, dispositivos de armazenamento temporários e permanentes, e qualquer outro equipamento de processamento de computador apropriado), software (sistemas operacionais, programas de aplicação, bibliotecas de programas matemáticos, e qualquer outro software apropriado), conexões (elétricas, óticas, sem fio, ou outras), e periféricos (dispositivos de entrada e saída tais como teclados, dispositivos de apontar, e scanners; dispositivos de vídeo tais como monitores e impressoras; meios de armazenamento legí- veis por computador tais como fitas, discos, e discos rígidos, e qualquer ou- tro equipamento apropriado).
Em outra modalidade, a invenção poderia ser implementada co- mo o método acima descrito, especificamente, executado utilizando um computador programável para executar o método. Em outra modalidade, a invenção poderia ser implementada como um programa de computador ar- mazenado em um meio legível por computador, com o programa tendo uma lógica operável para fazer com que o computador programável execute o método acima descrito. Em outra modalidade, a invenção poderia ser im- plementada como um meio legível por computador com um programa de computador armazenado no meio, de modo que o programa tenha uma lógi- ca operável para fazer com que um computador programável execute o mé- todo acima descrito.
Deve ser compreendido que o precedente é meramente uma
descrição detalhada de modalidades específicas desta invenção e que nu- merosas mudanças, modificações, e alternativas às modalidades descritas podem ser feitas de acordo com a descrição aqui sem afastar do escopo da invenção. A descrição precedente, portanto, não pretende limitar o escopo da invenção. Ao contrário, o escopo da invenção deve ser determinado so- mente pelas reivindicações anexas e seus equivalentes.
Claims (18)
1. Método para separar fontes sísmicas, que compreende: utilizar um computador programável para executar o seguinte: aplicar um operador em um domínio de freqüência a múltiplos dados sísmicos de fonte adquiridos em um levantamento sísmico marinho, com múltiplas fontes colocalizadas substancialmente horizontalmente e em diferentes profundidades para gerar uma estimativa de um campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar por um retardo de tempo entre uma fonte primária e uma ou mais fontes secundárias e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias; subtrair adaptavelmente a estimativa do campo de onda de fonte primária dos dados sísmicos de múltiplas fontes para gerar uma estimativa de um ou mais campos de onda de fonte secundária; aplicar outro operador no domínio de freqüência nas estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária para gerar outra esti- mativa de campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar pelos retardos de tempo entre a fonte primária e as uma ou mais fontes secundárias e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias; e utilizar as estimativas da fonte primária e dos um ou mais cam- pos de onda de fonte secundária, após refinamentos iterativos adicionais para remover o ruído, para gerar os componentes de campo de onda ascen- dentes e descendentes dos múltiplos dados sísmicos de fonte.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a aplicação de um operador a múltiplos dados sísmicos de fonte compreende as etapas iniciais de: obter os dados sísmicos de um levantamento sísmico marinho; classificar os dados sísmicos em acúmulos de detonação co- mum; selecionar uma fonte primária e uma ou mais fontes secundárias do levantamento sísmico marinho; remover qualquer retardo de tempo de modo que a fonte primá- ria seja ativada no tempo zero; classificar os acúmulos de detonação comum em acúmulos de receptor comum; e transformar os acúmulos de receptor comum para o domínio de freqüência.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, em que a aplicação de um operador a múltiplos dados sísmicos de fonte ainda compreende: transformar os dados sísmicos, que incluem a estimativa do campo de onda fonte primária, do domínio de freqüência para o domínio de deslocamento de tempo; e aplicar uma filtragem de casamento na estimativa do campo de onda de fonte primária.
4. Método de acordo com a reivindicação 3, em que subtrair a- daptavelmente ainda compreende: pré-condicionar as estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária; aplicar uma filtragem casada nas estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária; e transformar os dados sísmicos, que incluem as estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária do domínio de desloca- mento de tempo para o domínio de freqüência.
5. Método de acordo com a reivindicação 4, em que a aplicação do um operador ainda compreende: transformar os dados sísmicos, que incluem a estimativa do campo de onda de fonte primária, do domínio de freqüência para o domínio de tempo - espaço; e aplicar uma filtragem casada na estimativa do campo de onda de fonte primária;
6. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o operador aplicado a múltiplos dados sísmicos de fonte, no caso de fontes duplas, é dado pela seguinte expressão: <formula>formula see original document page 23</formula> onde Primirio é a estimativa do campo de onda de fonte primária, PDual são os dados sísmicos de fonte dupla, t0 é o retardo de tempo entre as fontes pri- márias e secundárias, x3si é a profundidade da fonte primária, χξ2 é a pro- fundidade da fonte secundária, sai é um parâmetro de Laplace espectral em linha, s»2 é um parâmetro de Laplace espectral de linha transversal, e <formula>formula see original document page 23</formula> onde f é a freqüência, e c é a velocidade do som na água.
7. Método de acordo com a reivindicação 6, em que o operador aplicado para a estimativa do campo de onda de fonte secundária é dado pela seguinte expressão: onde F é a estimativa do campo de onda de fonte secundária. primário
8. Método de acordo com a reivindicação 7, ainda compreen- dendo: calcular um resíduo da fonte dupla e as estimativas dos campos de onda de fonte primária e de fonte secundária; determinar se o resíduo é suficientemente pequeno para termi- nar as iterações; aplicar os operadores no resíduo para calcular as novas estima- tivas dos campos de onda de fonte primária e de fonte secundária; adicionar as novas estimativas dos campos de onda de fonte primária e de fonte secundária às estimativas anteriores dos campos de on- da de fonte primária e de fonte secundária; e repetir as etapas de cálculo determinação, aplicação, e adição acima.
9. Método de acordo com a reivindicação 8, em que o resíduo R é calculado pela aplicação da seguinte equação: R ^a1, sa2, Xs31, x3S2; s) = Kuai (^,,^,xf^f ;Λ')-Ρηηιίηο (,W1,,W2, xf; ^ J-Pecundino (ja19sa2,xf
10. Meio legível por computador com um programa de computa- dor armazenado no mesmo, o programa tendo uma lógica operável para fa- zer com que um computador programável execute as etapas para prover uma imagem da subsuperfície da terra de dados sísmicos de um levanta- mento sísmico marinho de múltiplos azimutes que compreende: aplicar um operador em um domínio de freqüência a múltiplos dados sísmicos de fonte adquiridos em um levantamento sísmico marinho, com múltiplas fontes colocalizadas substancialmente horizontalmente e em diferentes profundidades para gerar uma estimativa de um campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar por um retardo de tempo entre uma fonte primária e uma ou mais fontes secundárias e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias; subtrair adaptavelmente a estimativa do campo de onda de fonte primária dos dados sísmicos de múltiplas fontes para gerar uma estimativa de um ou mais campos de onda de fonte secundária; aplicar outro operador no domínio de freqüência nas estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária para gerar outra esti- mativa de campo de onda de fonte primária, o operador construído para compensar pelos retardos de tempo entre a fonte primária e as uma ou mais fontes secundárias e para diferentes profundidades das fontes primárias e secundárias; e utilizar as estimativas da fonte primária e dos um ou mais cam- pos de onda de fonte secundária, após refinamentos iterativos adicionais para remover o ruído, para gerar os componentes de campo de onda ascen- dentes e descendentes dos múltiplos dados sísmicos de fonte.
11. Meio de acordo com a reivindicação 10, em que a aplicação de um operador a múltiplos dados sísmicos de fonte compreende as etapas iniciais de: obter os dados sísmicos de um levantamento sísmico marinho; classificar os dados sísmicos em acúmulos de detonação co- mum; selecionar uma fonte primária e uma ou mais fontes secundárias do levantamento sísmico marinho; remover qualquer retardo de tempo de modo que a fonte primá- ria seja ativada no tempo zero; classificar os acúmulos de detonação comum em acúmulos de receptor comum; e transformar os acúmulos de receptor comum para o domínio de freqüência.
12. Meio de acordo com a reivindicação 11, em que a aplicação de um operador a múltiplos dados sísmicos de fonte ainda compreende: transformar os dados sísmicos, que incluem a estimativa do campo de onda de fonte primária para o domínio de deslocamento de tempo; e aplicar uma filtragem casada na estimativa do campo de onda de fonte primária.
13. Meio de acordo com a reivindicação 12, em que subtrair a- daptavelmente ainda compreende: pré-condicionar as estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária; aplicar uma filtragem casada nas estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária; e transformar os dados sísmicos, que incluem as estimativas dos um ou mais campos de onda de fonte secundária para o domínio de fre- qüência.
14. Meio de acordo com a reivindicação 13, em que a aplicação do operador ainda compreende: transformar os dados sísmicos, que incluem a estimativa do campo de onda de fonte primária, para o domínio de tempo - espaço; e aplicar uma filtragem casada na estimativa do campo de onda de fonte primária;
15. Meio de acordo com a reivindicação 10, em que o operador aplicado a múltiplos dados sísmicos de fonte, no caso de fontes duplas, é dado pela seguinte expressão: <formula>formula see original document page 26</formula> onde P^ éa estimativa do campo de onda de fonte primária, PDual são os dados sísmicos de fonte dupla, t0 é o retardo de tempo entre as fontes pri- márias e secundárias, xf é a profundidade da fonte primária, x32 é a pro- fundidade da fonte secundária, sai é um parâmetro de Laplace espectral em linha, sa2 é um parâmetro de Laplace espectral de linha transversal, e = -K)2-K)2 > onde f é a freqüência, e c é a velocidade do som na água.
16. Meio de acordo com a reivindicação 15, em que o operador aplicado para a estimativa do campo de onda de fonte secundária é dado pela seguinte expressão: onde P é a estimativa do campo de onda de fonte secundária. primário
17. Meio de acordo com a reivindicação 16, ainda compreen- dendo: calcular um resíduo da fonte dupla e as estimativas dos campos de onda de fonte primária e de fonte secundária; determinar se o resíduo é suficientemente pequeno para termi- nar as iterações; aplicar os operadores no resíduo para calcular as novas estima- tivas dos campos de onda de fonte primária e de fonte secundária; adicionar as novas estimativas dos campos de onda de fonte primária e de fonte secundária às estimativas anteriores dos campos de on- da de fonte primária e de fonte secundária; e repetir as etapas de cálculo determinação, aplicação, e adição acima.
18. Meio de acordo com a reivindicação 17, em que o resíduo R é calculado pela aplicação da seguinte equação: R^sal, sa2, x3sl, x3S2; s) = (Sal,sa2,Xs31;*)-Pse^6iia (sa^sa^2^).
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