BR102013018178A2

BR102013018178A2 - Separação de campo de onda por inversão de domínio misto

Info

Publication number: BR102013018178A2
Application number: BRBR102013018178-1A
Authority: BR
Inventors: Roald G Van Borselen; Martijn O Frijlink; Christina D Riyanti
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2012-07-18
Filing date: 2013-07-16
Publication date: 2015-06-30
Also published as: MX336972B; AU2013206767B2; SG10201510715WA; BR102013018178B1; US9335430B2; EP2687873A2; US20140022860A1; AU2013206767A1; EP2687873A3; MX2013008332A; SG196719A1

Abstract

Separação de campo de onda por inversão de domínio misto a presente invenção refere-se a métodos, dispositivos e meios legíveis por computador para acessar dados sísmicos, que descrevem a energia sísmica que se propagou através de meios, incluindo a água e, opcionalmente, camadas de superfície ou subsuperfície, para localizações de medição na água. Os dados sísmicos incluem dados de pressão que descreve pressões variantes no tempo em localizações de medição na água. Os dados sísmicos podem também incluir dados de velocidade que descrevem velocidades de partículas variantes no tempo em localizações de medição na água. Os dados sísmicos são processados utilizando decomposição de campo de onda para reduzir um efeito de uma parte da energia sísmica que reflete para fora da superfície da água. O processamento é realizado em um domínio discreto que inclui ou são as localizações de medição. O domínio discreto pode excluir determinadas localizações ou faixas de localizações. Os dados sísmicos processados podem ser utilizados para gerar um mapa de quaisquer superfícies dos meios através dos quais a energia sísmica é propagada.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "SEPARAÇÃO DE CAMPO DE ONDA POR INVERSÃO DE DOMÍNIO MISTO".

ANTECEDENTES

Na indústria de petróleo e gás, é utilizada prospecção geofísica para auxiliar na busca e avaliação de formações subterrâneas. Técnicas de prospecção geofísica produzem conhecimento sobre a superfície e estrutura do subsolo da Terra, que é útil para encontrar e extrair recursos minerais valiosos, especialmente os depósitos de hidrocarbonetos, como petróleo e gás natural. Uma técnica associada à prospecção geofísica é um levantamento sísmico. Em um levantamento sísmico marítimo, é gerado um sinal sísmico de uma massa de água, tal como um oceano. Fontes de energia sísmica, como pistolas de água, pistolas de ar comprimido e explosivos são usadas para gerar o sinal sísmico. Levantamentos sísmicos marinhos normalmente empregam uma fonte sísmica submersa rebocada por um navio e ativada periodicamente para gerar um campo de onda acústica. O campo de onda acústica pode ser um campo de onda complexo que inclui muitas frequências diferentes. Em muitos casos, a fonte sísmica não é constituída por um único elemento de fonte, mas de um conjunto espacialmente distribuído de elementos de fonte. O sinal viaja desde a fonte através da água (camada de água) para a Terra e, possivelmente, através de subsuperfícies da Terra, onde o sinal é, pelo menos parcialmente refletido pela superfície ou refletores sísmicos de subsuperfície. Esses refletores sísmicos são tipicamente interfaces entre formações subterrâneas com diferentes propriedades elásticas, tais como a densidade das rochas, que levam a diferenças de impedância acústica. Diferentes camadas do subsolo também podem ter diferentes efeitos de atenuação e dispersão no campo de onda acústica. A energia sísmica é refletida de volta através da água pelos refletores sísmicos, e a energia sísmica refletida é detectada e registrada pelos sensores sísmicos (também chamados de receptores sísmicos, gravadores sísmicos, ou detectores sísmicos), tais como sensores de velocidade das partículas ("geofones"), sensores de pressão de água ("hidrofones") e sensores de aceleração ("acelero- metros") na camada de água. Sensores sísmicos podem ser implantados por si mesmos, mas são mais comumente utilizados em redes de sensores. A-lém disso, diferentes tipos de sensores, tais como hidrofones e geofones, podem ser implantados em conjunto, tal como sendo colocados em pares, em uma pesquisa sísmica.

Em um exemplo de pesquisa sísmica marinha, um navio de pesquisa sísmica viaja na superfície da água, normalmente a cerca de 5 nós, e contém equipamentos de aquisição sísmicos, tais como controle de navegação, controle de fonte sísmica, controle de sensor sísmico e equipamentos de gravação. O equipamento de controle de fonte sísmica provoca uma fonte sísmica rebocada no corpo de água pelo navio sísmico a atuar em momentos selecionados. Serpentinas sísmicas, também chamadas de cabos sísmicos, são estruturas alongadas semelhantes a cabos rebocadas no corpo de água pelo navio de pesquisa sísmica que reboca a fonte sísmica ou por qualquer outro navio de pesquisa sísmica.

Tipicamente, uma pluralidade de serpentinas sísmicas são rebocadas atrás de uma embarcação sísmica. As serpentinas sísmicas contêm sensores para detectar os campos de onda refletidos iniciados pela fonte sísmica e refletidos das interfaces refletoras. Os hidrofones e geofones podem ser colocados em pares ao longo de um cabo sísmico.

Depois que a onda refletida atinge um cabo de serpentina, a onda continua a propagar para a interface água / ar na superfície da água, a partir da qual a onda é refletida para baixo, e é novamente detectada pelos sensores no cabo de serpentina. A superfície da água é um bom refletor e o coeficiente de reflexão na superfície da água é cerca da unidade em magnitude e é negativo no sinal para sinais sísmicos. As ondas refletidas na superfície serão, portanto, desfasadas de 180 graus, em relação às ondas de propagação no sentido ascendente. A onda de propagação para baixo registrada pelos receptores é comumente referida como o reflexo da superfície ou o sinal "fantasma". Devido à reflexão de superfície, a superfície da água atua como um filtro, criando entalhes espectrais no sinal gravado e tornando difícil gravar dados fora de uma largura de banda selecionada. Devido à influência da reflexão de superfície, algumas frequências do sinal gravado são amplificadas e algumas frequências são atenuadas.

Um navio pode rebocar serpentinas muito longas que têm muitos receptores sísmicos anexados. Estes receptores registram uma parte de um campo de onda acústica espalhado originado a partir da sondagem de uma fonte sísmica. O campo de onda acústica gerado pela fonte sísmica é espalhado por refletores difratores subsuperficiais e a terra. Em aquisição sísmica marítima convencional, os receptores de serpentina estão localizados em configurações de matriz a uma determinada posição de profundidade abaixo da superfície do mar. Devido a esta disposição, o chamado reflexo primário, a resposta direta da fonte para o subsolo e, posteriormente, para os receptores, é obscurecida pela reflexão fantasma (ruído de sinal), da onda que se propaga a partir da fonte de subsuperfície e, posteriormente, via a superfície do mar para os receptores. A reflexão fantasma pode ser removida dos dados sísmicos marinhos para aumentar o poder de resolução. Este procedimento é conhecido como remoção de fantasmas.

Os dados sísmicos resultantes obtidos na realização da pesquisa são processados, por exemplo, por remoção de fantasmas dos dados sísmicos, para se obter informações sobre a estrutura geológica e as propriedades da superfície, ou formações de subsuperfície na área a ser pesquisada. Por exemplo, os dados sísmicos processados podem ser processados para exibição e análise do teor de hidrocarbonetos potencial de formações de subsuperfície. Os dados sísmicos podem ser processados e analisados, no sentido de formar imagem ou de outro modo caracterizar a subsuperfície geológica. Caracterizações precisas da subsuperfície geológica podem facilitar a prospecção geofísica para acumulações de petróleo ou outros depósitos minerais. No sentido de identificar as localizações na subsuperfície da terra onde existe uma probabilidade de encontrar acumulações de petróleo, grandes somas de dinheiro são gastas na coleta, processamento e interpretação de dados sísmicos.

Uma imagem da estrutura da subsuperfície da terra pode ser usada para selecionar localizações com maior probabilidade de apresentar acumulações de petróleo. Para verificar a presença de petróleo, um poço é perfurado. Perfuração de poços para determinar se os depósitos de petróleo estão presentes ou não, é uma empresa extremamente cara e demorada. Por essa razão, os melhoramentos no processamento e visualização dos dados sísmicos podem ser bastante importantes para avaliar a probabilidade de que uma acumulação de petróleo existe para uma localização particular na subsuperfície da terra.

As abordagens descritas nesta seção são abordagens que poderíam ser perseguidas, mas não, necessariamente, se aproximam daquelas que foram previamente concebidas ou perseguidas. Portanto, a menos que indicado de outra forma, não deve ser assumido que qualquer uma das a-bordagens descritas nesta seção qualificam como técnica anterior meramente em virtude da sua inclusão nesta seção.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Nos desenhos: A FIG. 1 ilustra uma embarcação especializada equipada com exemplo de equipamento de pesquisa sísmica para a coleta de dados sísmicos. A FIG. 2 é um diagrama de fluxo que ilustra um exemplo do método implementado por computador para separar fantasmas de dados sísmicos com base nas medições de pressão. A FIG. 3 é um fluxograma que ilustra um exemplo do método implementado por computador para separar fantasmas de dados sísmicos com base em medições de pressão e velocidade. A FIG. 4 ilustra um sistema de computador exemplo para processamento de dados sísmicos.

DESCRIÇÃO DETALHADA

Na descrição seguinte, para efeitos de explicação, numerosos pormenores específicos são estabelecidos para proporcionar uma compreensão completa da presente invenção. Será evidente, contudo, que a presente invenção pode ser praticada sem estes detalhes específicos. Em outros casos, são mostrados estruturas e dispositivos bem conhecidos em for- ma de diagrama de bloco de modo a evitar obscurecer desnecessariamente a presente invenção. A descrição é organizada de acordo com as seguintes seções: I. VISÃO GERAL

II. COLETA DE DADOS SÍSMICOS

III. REMOÇÃO DE FANTASMAS BASEADO PELO MENOS EM PARTE EM MEDIÇÕES DE PRESSÃO

IV. REMOÇÃO DE FANTASMAS BASEADO PELO MENOS EM PARTE EM MEDIÇÕES DE PRESSÃO E VELOCIDADE

V. VISÃO GERAL DO HARDWARE

VI. EXTENSÕES E ALTERNATIVAS

I. VISÃO GERAL São aqui descritas técnicas para o processamento de dados sísmicos, para reduzir um efeito de pelo menos uma parte da energia sísmica que é refletida para fora da superfície da água. As técnicas descritas utilizam uma abordagem de inversão de domínio misto onde o processamento é realizado em um domínio discreto de localizações de medição. Embora as técnicas possam ser descritas com referência a modalidades específicas, a funcionalidade aqui descrita pode ser fornecida mediante a realização de um método de software especializado e / ou funcionamento de hardware em um ou mais dispositivos de computação, por um conjunto de uma ou mais instruções armazenadas, que quando executado, causa o desempenho do método, ou por um conjunto de uma ou mais máquinas configuradas com hardware especializado e / ou software para executar o método.

II. COLETA DE DADOS SÍSMICOS

Informações adicionais sobre a coleta e processamento de dados sísmicos podem ser encontradas em (1) Publicação de Pedido de Patente EUA Número 2011/0110189, arquivado em 12 de novembro de 2009, todo o conteúdo do qual é incorporado por referência para todos os efeitos, (2) van Borselen , RG, van den Berg, PM e Fokkema, J.T., A conjugate gra-dient o missing offsets, SEG 1996, todo o conteúdo do qual é aqui incorporado por referência para todos os fins, e (3) Fokkema, J.T., e Van den Berg, P.M. Seismic applications of acoustic reciprocity: Elsevier. 1993, todo o conteúdo do qual é aqui incorporado por referência para todos os fins. A FIG. 1 mostra uma embarcação especializada 100 equipada com um exemplo de equipamento de levantamento sísmico para a coleta de dados sísmicos. Um navio de pesquisa sísmica pode implantar serpentinas atrás do navio 100, conforme ilustrado na FIG. 1. Cada serpentina 110 trilha atrás do navio 100 enquanto o navio 100 se movimenta para frente (na direção da seta 102), e cada serpentina pode incluir vários receptores 114. Os receptores 114 podem ser uniformemente espaçados ou localizados em localizações não uniformes, dependendo de uma implementação particular. Cada serpentina 110 pode incluir ainda um ou mais desviadores 118 e controladores de profundidade programáveis que puxam a serpentina para uma distância de deslocamento operacional do caminho do navio e para baixo em uma profundidade de operação.

Serpentinas 110 podem ser de até vários quilômetros de comprimento, e são geralmente construídas em seções. Como um exemplo não limitativo, uma serpentina 110 pode incluir várias seções que são de 25 a 100 metros de comprimento e que incluem grupos com até 35 ou mais receptores uniformemente espaçados. O número e extensão das seções e o número de receptores por serpentina pode variar, dependendo de uma determinada aplicação. Cada serpentina 110 pode incluir cabos elétricos ou de fibra ótica para interligar os receptores 114 e os equipamentos sísmicos no navio 100. Os dados podem ser digitalizados perto dos receptores 114 e transmitidos para o navio 100 por meio do cabeamento.

Como representado na FIG. 1, o navio de pesquisa sísmica 100 também reboca uma ou mais fontesl 12. Em outras modalidades, fontes 112 podem ser rebocadas por outras embarcações de fonte ou fontes 112 pode ser de outra maneira dispostas no corpo de água de qualquer maneira apropriada para a pesquisa. Exemplos de fonte 112 incluem, sem limitação, uma fonte de impulso ou uma fonte vibratória. Podem ser utilizados outros tipos de fontes 112, dependendo de uma determinada aplicação. Os receptores 114 podem incluir diferentes tipos de sensores, dependendo de uma deter- minada aplicação. Exemplo de sensores incluem, sem limitação, hidrofones e geofones. Fonte 112 e receptores 114 tipicamente são implantados abaixo da superfície do oceano 104. Equipamento de processamento a bordo do navio controla a operação da fonte e receptores e registra os dados adquiridos.

Levantamentos sísmicos fornecem dados para formação de i-magem abaixo da superfície do oceano 104 (também chamada de "superfície superior" do oceano) e incluem estruturas de subsuperfície, tais como a estrutura 106, que se encontra abaixo do fundo do mar 108 (também chamada de "superfície inferior" do oceano ou o "fundo do mar"). Certas características sísmicas de dados sísmicos registrados são indicativos de reservatórios de petróleo e / ou gás ou outros recursos abaixo do fundo do mar 108.

Para formar imagem da estrutura da subsuperfície 106, a fonte 112 emite ondas sísmicas 116 que são refletidas onde há mudanças no contraste de impedância acústica, devido à estrutura da subsuperfície 106 (e de outras estruturas da subsuperfície). As ondas refletidas são detectadas por um padrão de receptores 114. Registrando, entre outras coisas, o tempo decorrido para as ondas sísmicas 116 viajarem da fonte 112 para a estrutura da subsuperfície 106 para os receptores 114, uma imagem da estrutura da subsuperfície 106 pode ser obtida após o processamento de dados apropriado. O processamento de dados pode incluir as técnicas para calcular dados de aceleração, velocidade e / ou de deslocamento das partículas descritas acima.

Em uma modalidade, o navio de pesquisa sísmica 100 inclui ambos os hidrofones e geofones e está equipado com ou em comunicação com o equipamento de computação para remoção de fantasmas dados sísmicos recolhidos pelos hidrofones e geofones. Em uma outra modalidade, sísmico navio de pesquisa 100 inclui apenas hidrofones e está equipado com ou em comunicação com o equipamento de computação para remoção de fantasmas dados sísmicos recolhidos pelos hidrofones. Se sísmica navio levantamento 100 está em comunicação com o equipamento de computação, o equipamento de computação pode ser localizado em outro recipiente ou em terra. Por exemplo, o navio pode estar em comunicação sem fios com o equipamento de computação através de uma rede, tal como uma rede, que utiliza os satélites ou ondas de rádio para transmitir sinais electrónicos entre o navio sísmica 100 e do equipamento de computação. Em outras modalidades, os dados podem ser coletados e registrados no navio de pesquisa 100 ou em outro lugar, e depois processados em terra.

Em uma modalidade, dispositivo(s) de computação especialmente configurado(s) obtém dados sísmicos, que descrevem a energia sísmica que propagou ou atravessou através de meios, incluindo a água e, opcionalmente, camada(s) de superfície ou subsuperfície, para localizações de medição na água. Os dados sísmicos incluem dados de pressão que descrevem pressões variantes no tempo em localizações de medição na água. O(s) dispositivo(s) de computação processam os dados sísmicos usando utilizando técnicas de decomposição ou remoção de fantasmas de campo de onda, para reduzir um efeito de pelo menos uma parte da energia sísmica que é refletida para fora da superfície (superior) da água. O processamento é realizado em um domínio discreto que inclui ou são as localizações de medição. Os dados sísmicos transformados podem ser utilizados para gerar um mapa de uma ou mais superfícies dos meios através dos quais a energia sísmica propagou. Por exemplo, os dados sísmicos processados podem ser utilizados para gerar um mapa de uma superfície da terra e / ou subsuperfície da terra. A FIG. 2 é um diagrama de fluxo que ilustra um exemplo do método implementado por computador para remoção de fantasmas dados sísmicos com base nas medições de pressão. Na etapa 200, um ou mais dispositivos de computação especialmente configurados obtém dados sísmicos que descrevem pressões variantes no tempo causada pela energia sísmica que se propagou através da água, e é refletida para fora de camadas superficiais ou de subsuperfícies para chegar a localizações de medição. Por e-xemplo, os dispositivos de computação podem ser configurados para rece- ber os dados sísmicos dos próprios hidrofones, ou a partir de uma base de dados ou outro repositório de dados que armazena informação de pressão que foi coletada dos hidrofones, durante um período de tempo. Os dados sísmicos podem ser obtidos automaticamente, sem qualquer intervenção do usuário aos sensores, o repositório de dados, ou entrada para os dispositivos computacionais. Alternativamente, o usuário pode fazer várias seleções, configurações ou outras alterações aos sensores, o repositório de dados, ou os dispositivos de computação como os dados são coletados.

No passo 202 da FIG. 2 (e também o passo 302 da Fig. 3), os dispositivos de computação removem fantasmas dos dados sísmicos em um domínio discreto, que inclui as localizações de medição. A operação de remoção de fantasmas pode ser realizada automaticamente sem qualquer intervenção do utilizador no que diz respeito aos dados obtidos com os dispositivos de computação. Alternativamente, o usuário pode fazer várias seleções, configurações ou outras alterações para otimizar a operação de remoção de fantasmas.

No passo 204 da FIG. 2 (e também no passo 304 da Fig. 3), os dados sísmicos removidos de fantasmas são usados para visualizar ou de outra forma analisar a superfície ou subsuperfície. A análise pode ser realizada por um usuário humano visualizando a saída dos dispositivos de computação. A saída pode incluir alguma análise automatizada inicial, ou pode incluir um resumo de uma análise automatizada completa sem a necessidade de análise humana adicional. Por exemplo, a análise automatizada pode indicar se ou não hidrocarboneto ou alguma outra substância é esperada estar nas áreas medidas. A análise automatizada pode igualmente fornecer a probabilidade da presença de hidrocarbonetos ou de outra substância. Um motor de visualização operando nos dispositivos de computação pode ser configurado para visualizar, ou automaticamente, em resposta à entrada do usuário, dos dados sísmicos removidos dos fantasmas para exibir um mapa topográfico da superfície ou subsuperfície. Os dados podem ser mapeados em três dimensões com informações adicionais exibidas usando cores ou glifos. A interface do mapa pode suportar rotação, movimentação da imagem e ampliação para ajudar em um componente humano da análise.

Em uma modalidade, um aparelho é especialmente configurado para processar os dados sísmicos. O aparelho pode incluir uma interface configurada para obter os dados sísmicos que descrevem a energia sísmica que foi propagada através da água e, opcionalmente, camadas de superfície ou subsuperfície para localizações de medição na água. O aparelho pode também incluir um sistema de computador, incluindo a memória e processadores) para o processamento dos dados sísmicos do campo de ondas, utilizando a decomposição para reduzir um efeito de uma parte da energia sísmica que é refletida de uma superfície superior da camada de água. O sistema de computador pode ser configurado para processar os dados sísmicos em um domínio discreto, que inclui ou são as localizações de medição.

Em uma modalidade, um ou mais meios de armazenamento não transitórios armazenam instruções para o processamento de dados sísmicos. Quando executadas pelo(s) processador(es), as instruções causam o processamento do dados sísmicos para reduzir um efeito de pelo menos uma parte da energia sísmica que é refletida para fora da superfície da água.

Os dados sísmicos podem ser processados em um domínio discreto de medidas finitas que exclui localizações ou faixas de localizações em que os dados sísmicos não foram medidos ou não são disponíveis. Por e-xemplo, o domínio discreto pode excluir localizações ao longo de intervalos entre os sensores ativos ou operantes. No exemplo, se os sensores operan-tes estão a 10 metros de distância, então as localizações ao longo dos 10 metros podem ser excluídas do domínio discreto. Como outro exemplo, o domínio discreto pode excluir as localizações dos sensores não operantes. No exemplo, se os sensores estão 20 metros de distância afastados, então, um sensor não operante pode criar um intervalo de 40 metros e não mais de 20 metros.

Em uma modalidade, o domínio discreto inclui localizações de medição em um lado de uma fonte, mas não localizações no outro lado da fonte. Por exemplo, se a fonte está perto de um barco, as localizações de medição podem corresponder a sensores que estão sendo rebocados atrás do barco enquanto o barco está realizando testes sísmicos. Na mesma ou outra modalidade, o domínio discreto inclui localizações de medição para além de uma distância limite de uma fonte, mas não dentro da distância limite da fonte. Por exemplo, os sensores não podem ser colocados muito perto (dentro de uma distância limite), para a fonte, porque o alcance dinâmico de muitos sensores não pode acomodar a medição de ambos os sinais que estão perto da fonte e sinais que se refletem para fora do fundo do mar.

As técnicas que utilizam um domínio discreto não requerem medições a serem assumidas ou interpoladas para o outro lado do barco, dentro de uma distância limite do barco, ou de outras localizações que não estão sendo medidas. Portanto, utilizar o domínio discreto pode evitar artefactos, que correspondem às medições artificiais em vez de medições reais. Os artefatos seriam criados quando os dados são transformados a partir de medições de domínio (por exemplo, o espaço-tempo) para um domínio espectral (por exemplo, frequência de número de onda), porque essa transformação cria artefatos se faltarem dados de uma computação em um domínio contínuo. Técnicas anteriores assumiram que todos os dados estavam presentes antes da transformação, em vez de apenas mapear os dados que foram medidos.

Usando um domínio discreto e não um domínio contínuo permite que sejam utilizados dados incompletos como o operador de reconstrução.

Os métodos de reconstrução de dados sísmicos em falta em um domínio discreto de dados podem basear-se no teorema de Polya-Plancherel, que estabelece que a transformada de Fourier de uma função de banda limitada é uma função analítica e completamente determinada pelos valores dentro de qualquer parte finita do domínio de Fourier. Mais especificamente, se os dados são de banda limitada no domínio de Fourier espacial, sua contraparte no domínio espacial tem um suporte infinito. Usando esta formulação, os deslocamentos em falta podem ser obtidos a partir dos próprios dados, sem a utilização de qualquer informação sobre a subsuperfície ou usando qualquer método de interpolação em particular. A aplicação do teorema de Polya-Plancherel conduz a uma equação integral que pode ser resolvida usando um esquema de gradiente conjugado.

No que se segue, vetores ou matrizes de qualquer categoria > 1 são impressos em fontes negrito x. Por exemplo, as coordenadas espaciais são especificadas como onde as coordenadas horizontais são especificados como Xh = (χι, X2). A transformação de Laplace para a frente a partir do domínio de es-paço-tempo (x, t) para o domínio de Laplace (x, s) é definida em geral como: (1) e a transformação de Laplace para trás correspondente é definida como (2) Aqui, t é o tempo, j = a/-L é a unidade imaginária, e s é um parâmetro de frequência de Laplace. O acento pontilhado duplo nas Equações (1) e (2) indicam quantidades no domínio do tempo. Na transformação de Laplace acima indicada nas equações (1) e (2), o parâmetro de Laplace s, o parâmetro de frequência, é convencionalmente um número puramente imaginário e é definido como (3) onde ω é a frequência circular e f é a frequência real. Finalmente, a função característica é dada por (4) Símbolos na assim chamada fonte de quadro negro, T nas e-quações (1) a (4), são utilizados para denotar conjuntos. Os três subdomí-nios são dados por T = {t eR, t> t0}, ô T = {t e R, t = t0}, e T- (t eR,t <t0} respectivamente; d T é o limite de T, enquanto Τ' é o complemento de T U <9T. Mais tarde, funções características semelhantes a χτ e os subdomínios associados, serão usados para o domínio de espaço e de número de onda horizontal.

Entalhes espectrais nos dados sísmicos registrados ocorrem quando a ocorre interferência destrutiva entre ondas sísmicas com combina- ções particulares de frequências e números de onda. Quando o conjunto do tipo Fourier de equações de remoção de fantasmas é resolvido por estas frequências f, onde ocorrem entalhes espectrais, então, o sinal de medição para estas combinações de frequências e de números de onda é igual a zero, uma vez que apenas o ruído de fundo é gravado. Quando se utiliza um parâmetro de frequência de Laplace que é puramente imaginário, tal como definido na equação (3) acima, o processo de inversão, torna-se instável. Esta instabilidade resulta em artefatos irreparáveis sendo introduzidos nos resultados da decomposição de campo de ondas sísmicas utilizada para remoção de fantasmas.

Para lidar com a instabilidade resultante destes entalhes espectrais, o método da invenção utiliza um parâmetro de frequência de Laplace s que é uma variável complexa com ambas as partes real e imaginária. Assim, o parâmetro de frequência de Laplace s é agora dado não pela Equação (3), mas por: (4) onde ε é uma parte real adicional do complexo de parâmetro de frequência de Laplace s. No que se segue, ao termo "complexo" será utilizado para designar que o parâmetro de frequência de Laplace tem ambas as partes real e imaginária, como na Equação (4). Este complexo de parâmetro de frequência de Laplace s pode ser utilizado no domínio de Laplace e transformações espectrais e nas equações de remoção de fantasmas aqui descritas. O tipo de Fourier dos sistemas de equações mencionados na Breve Descrição refere-se à transformada de Fourier espacial definida pela (5) onde kh = (ki,k2) é o vetor número de onda horizontal. Os símbolos capitais como H na equação (5) referem-se a quantidades no domínio de número de ondas. A transformada de Fourier espacial inversa associada é (6) A equação (6) é usada para reconstruir h para xh arbitrário a partir de um número finito de medições 1 = 1, ..., L, nas localizações de medição χι, h para I = 1, L registradas em uma abertura finita na profundidade X3, hi = h(xi, h, X3, s). Note-se que o índice I não está vinculado a qualquer direção, ele é apenas pensado para enumerar as diferentes posições espaciais. A restrição é que H é espacialmente de banda limitada. No que se segue a abertura finita será denotada pela X \%h G Μ. , ί 1,2, Χγηίη,ί ^ X-max,i\> (7) e H só será diferente de zero para kh em K = {khE m.2,i = 1,2; \ki\ < \kmaXii\}. (8) A equação (6) e os domínios como X e K, tal como definidos pelas equações (7) e (8) permitem que o problema da reconstrução dos dados a ser moldado como Com T —» X e T —► K equação (4), define respectivamente as funções e características χχ e χκ ,símbolos com um chapéu sobreposto tal como L são usados para denotar operadores integrais. Para uma solução numérica da equação (10) para H, a equação é discretizada. As medições já são discretas conforme a equação (6), apenas a integral é ainda processada.

Por conveniência, é assumido que as localizações de medição são amostradas uniformemente em ambas as dimensões xi e x2. Uma execução eficiente pode ser configurada para localizações de medição irregularmente amostradas com uma versão 2D da Transformada de Fourier Rápida Não Uniforme.

As coordenadas espaciais horizontais são discretizadas como xlq = qAxf e x2,r = rAx§ com qer, respectivamente, assumindo os valores de N e M

Axf é a distância de amostragem de receptor em linha. Αχξ é a distância de amostragem de receptor em linha cruzada. Os índices espaciais I, q e r podem ser ligados de acordo com (10) Através da equação (10) cada par q, r é mapeado univocamente para I, variando de 1 a NM. No que se segue o valor de h na localização de medição xi, h = (xi q, X2, r), será referido como sendo tanto índice único I quanto o par q, r, mas a igualdade hi = hq, r se mantém. As dimensões ki e K2 são igualmente discretizadas pelos valores deMeN, respectivamente; e único p e o par de n, m agora com base na expressão do 2-vetor kp, a = (ki,n, k2,m). A representação discretizada da quantidade de domínio de número de onda H aparecerá em qualquer notação de índice simples ou dupla, mas eles são novamente intercambiáveis Hp = Hn,m. A representação da matriz do operador de integral L é (11) A equação integral (9), como é discretizada como ft/f M (12) Na notação de matriz de vetor, a equação (12) se lê h = £H, (13a) onde ambos h e H são vetores coluna e onde Z é uma matriz. A equação (12) pode ser resolvida para um dado h, usando o método de Resíduo Normal de Gradiente Conjugado ("CGNR"), um esquema iterativo que é conhecido no campo da álgebra linear numérica. Para utilização posterior, note-se que, na realidade CGNR lida com o sistema (13 *) em vez de equação (13a), em que £* é a adjunta da matriz Z, isto é, os elementos da adjunta são(£*)p;í = (Zl;p)* Como outros métodos de Gradiente Conjugado o CGNR constrói uma série de aproximações hk e Hk para respectivamente h e H de tal forma que a norma do erro residual (14) reduz em tamanho para aumentar k, ||rfc+1|| < ||rfc||. Além da multiplicação matriz de vetor na equação (13), o método CGNR também envolve multiplicações de matriz vetor pela matriz adjunta £*. A série de aproximações é iniciada para k = 0, conforme Hq = 0, (15a) r0 = h. (156) para a primeira iteração os vetores r1 e H1 são atualizados com vt = Mglt (16a) (166) onde P é uma matriz diagonal (bloco) chamada pré-condicionadora. Por enquanto P é definida como a matriz identidade, mas para a junção de interpolação e remoção de fantasmas descritas nas seções posteriores, não é. A atualização dos vetores ^e Ht é feita como (16c) (16d) Para as iterações k = 2,3, ... o gradiente é calculada como (17a) (176) e os vetores de solução e resíduo evoluem como (17c) (17d) Quando a norma do k-ésimo resíduo |]rfc|]é suficientemente pequeno, então mais nenhuma atualização é aplicada aos vetores de dados. O vetor Hk é então tomado como solução aproximada da equação (13) e é u-sado para reconstruir h em posições horizontais arbitrarias xh por meio de uma versão discretizada da equação (6). A seguir, o esquema de interpolação descrito é modificado de tal modo que ele possa ser usado para simultânea interpolação e remoção de pressão fantasma. Após a aquisição de dados marinhos é habitual remover o campo incidente (conhecido como onda direta na técnica) das gravações, isto é, remover o sinal que não percorreu a terra. O que resta é o campo espalhado. Sob a hipótese de superfície do mar plana e livre, os dados de pressão espalhados com e sem fantasma de receptor, Psct e Pup, podem ser expressos no domínio da frequência de número de onda como (18) com (19) A pressão removida de fantasma é chamada de Pup enquanto o fantasma de receptor é para baixa. Ainda mais, na aquisição marinha, serpentinas são localizadas mais profundamente do que as fontes, de forma que o campo incidente possa ser puramente para baixo. Portanto a pressão para cima Pup pode não ser distinguida da parte espalhada da pressão psct.up Ao invés da equação (9) pode-se iniciar a partir da equação integral que é adquirida depois de transformar a equação (18) para o domínio espacial para os localizações de medição xi, h, sob a restrição de que a pressão é espacialmente de banda limitada a K O campo para cima Pup pode ser resolvido a partir da equação (20) por um esquema CGNR semelhante às equações (15a) - (17b) com h -» Psct e H -> Pup, enquanto L -» D. A representação da matriz do operador integral D está estreitamente relacionado com aquela do operador integral L, Lq:r;n,m> dada pela equação (11), (21) No entanto, para aumentar a taxa de convergência o esquema pode ser precondicionado. Em uma matriz precondicionadora diagonal, os elementos não nulos, são Uma explicação intuitiva para a necessidade de pré-condicionamento é que o sistema de matriz £*£ na equação (13b) é próximo da unidade para convergência rápida das iterações CGNR. Como é uma Transformada de Fourier discretizada, £ já está perto de unidade de convergência rápida das iterações CGNR, mas D não está. V. REMOÇÃO DE FANTASMAS BASEADO PELO MENOS EM PARTE EM MEDIÇÕES DE PRESSÃO E VELOCIDADE.

Um elemento adicional da presente divulgação é uma outra versão modificada do esquema de interpolação descrito em uma seção anterior, desta vez para ser utilizada para a simultânea interpolação e separação para cima / para baixo de dados de sensor duplo. A pressão P e dados de velocidade vertical Vz podem ser transformados para o domínio de número de onda de frequência complexa e separar a pressão para cima e para baixo, representada no domínio de número de onda de frequência complexa respectivamente por pup e pdn como (23) Pode ser visto na equação (18) como meio de compor Psct de Pup e uma visão semelhante é possível para o reverso da separação de campo de onda como pela equação (23), Q = LY com (24) Na literatura sísmica L é chamada de matriz de composição. A-nalogamente à equação (20) a matriz 2*2 L pode ser usada para reconstruir o 2-vetor no domínio de espaço do 2-vetor Y no domínio de número de onda, Continuando a analogia com a equação (20), a versão discreti-zada da equação (25) pode ser resolvida com um esquema CGNR semelhante ao das equações (15a)-(17b), onde, L^L, h^q, eH^Y. Estas alterações mudam as dimensões da matriz e vetores envolvidos. Cada elemento de vetor é substituído por um vetor 2, Cada elemento da matriz do sistema é substituído por uma matriz 2*2 com Lp = L(khp,x3,s) and Lip definido pela equação (11). Similar à equação (22) os elementos diagonais da matriz precondicionadora são definidos por onde é observado que Mp;p não é um escalar mas uma matriz 2*2. A FIG. 3 é um diagrama de fluxo que ilustra um exemplo do método implementado por computador para remoção de fantasmas de dados sísmicos com base em medições de pressão e velocidade. No passo 300, um ou mais dispositivos de computação especialmente configurados obtêm dados sísmicos que descrevem pressões variante no tempo e velocidades de partículas variantes no tempo causadas pela energia sísmica que se propagou através da água e é refletida para fora de camadas superficiais ou subsuperficiais para chegar a localizações de medição. Por exemplo, os dispositivos de computação podem ser configurados para receber os dados sísmicos dos próprios hidrofones e geofones, ou a partir de uma base de dados ou outro repositório de dados que armazena informação de pressão que foi coletada dos hidrofones e geofones ao longo de um período de tempo. Os dados sísmicos podem ser obtidos automaticamente, sem qualquer intervenção do usuário aos sensores, o repositório de dados, ou entrada para os dispositivos computacionais. Alternativamente, o usuário pode fazer várias seleções, configurações ou outras alterações aos sensores, o repositório de dados, ou os dispositivos de computação enquanto os dados são coletados. Os passos 302 e 304 da FIG. 3 são semelhantes aos passos 202 e 204 da FIG. 2, exceto que os dados sísmicos são separados de fantasmas usando ambas as medições de pressão e medições de velocidade de partícula.

VI. EXEMPLOS DE IMPLEMENTAÇÃO

De acordo com uma modalidade, as técnicas aqui descritas são executadas por um ou mais dispositivos de computador para fins especiais. Os dispositivos de computação de propósito específico podem ser hardwired para executar as técnicas, ou podem incluir dispositivos eletrônicos digitais, tais como um ou mais circuitos integrados de aplicação específica (ASICs) ou matrizes de porta programável de campo (FPGAs) que são persistentemente programados para executar as técnicas, ou podem incluir um ou mais processadores de hardware para fins gerais programados para realizar as técnicas de acordo com as instruções do programa no firmware, memória, outro armazenamento, ou uma combinação. Tais dispositivos de computação de propósito específico também podem combinar lógica hardwired personalizada, ASICs ou FPGAs com programação personalizada para realizar as técnicas. Os dispositivos de computação de propósito específico podem ser sistemas de computador de desktop, sistemas de computadores portáteis, dispositivos portáteis, computadores de servidor ou qualquer outro dispositivo que incorpora hardwired e / ou lógica de programa para implementar as técnicas.

Por exemplo, a FIG. 4 é um diagrama de blocos que ilustra um sistema de computador 400 no qual uma modalidade da invenção pode ser implementada. O sistema de computador 400 inclui um ou mais barramentos 402 ou outro mecanismo de comunicação para comunicar informações, e um processador de hardware 404 acoplado com o barramento 402 para o processamento de informações. O processador de hardware 404 pode ser, por exemplo, um microprocessador de uso geral. O sistema de computador 400 também inclui uma memória principal 406, tal como uma memória de acesso aleatório (RAM) ou outro dispositivo de armazenamento dinâmico, acoplada ao barramento 402 para armazenar informações e instruções para serem executadas pelo processador 404. A memória principal 406 também pode ser usada para armazenar variáveis temporárias ou outras informações intermediárias durante a execução das instruções a serem executadas pelo processador 404. Tais instruções, quando armazenadas em meios de armazenamento não-transitórios acessíveis ao processador 404, tornam o sistema de computador 400 em uma máquina de propósito específico que é personalizada para executar as operações especificadas nas instruções. O sistema de computador 400 inclui ainda uma memória apenas de leitura (ROM) 408 ou outro dispositivo de armazenamento estático acoplado ao barramento 402 para armazenar informações e instruções estáticas para o processador 404. Um dispositivo de armazenamento 410, tal como um disco magnético, disco ótico, ou unidade de estado sólido é fornecida e acoplada ao barramento 402 para armazenar informações e instruções. O sistema de computador 400 pode ser acoplado através do barramento 402 a um monitor 412, tal como um tubo de raios catódicos (CRT), para exibir informações a um usuário de computador. Um dispositivo de entrada 414, incluindo teclas alfanuméricas e outras, é acoplado ao barramento 402 para comunicar informações e seleções de comandos ao processador 404. Outro tipo de dispositivo de entrada de usuário é o controle de cursor 416, tal como um mouse, um trackball ou as teclas de direção do cursor para a comunicação de informações de direção e seleções de comando para o processador 404 e para controlar o movimento do cursor no monitor 412. Este dispositivo de entrada tipicamente tem dois graus de liberdade, em dois eixos, um primeiro eixo (por exemplo, x) e um segundo eixo (por exemplo, y), que permitem ao dispositivo especificar posições em um plano. O sistema de computador 400 pode executar as técnicas descritas aqui usando lógica hard wired personalizada, um ou mais firmware A-SICs ou FPGAs, e / ou lógica de programa que, em combinação com o sistema de computador causa o sistema ou programa de sistema de computador 400 a ser uma máquina de propósito especial. De acordo com uma modalidade, as técnicas aqui são executadas pelo sistema de computador 400 em resposta ao processador 404 executando uma ou mais sequências de uma ou mais instruções contidas na memória principal 406. Tais instruções podem ser lidas dentro da memória principal 406 a partir de outro meio de armazenamento, tal como o dispositivo de armazenamento 410. A execução das sequências de instruções contidas na memória principal 406 causa o processador 404 a executar as etapas do processo descrito aqui. Em modalidades alternativas, pode ser usado um circuito com fios em lugar de ou em combinação com instruções de software. O termo "meios de armazenamento", como aqui utilizado refere-se a quaisquer meios não transitórios que armazenam dados e / ou instruções que fazem com que uma máquina funcione de uma forma específica. Tais meios de armazenamento pode incluir meios não voláteis e / ou meios voláteis. Meios não voláteis incluem, por exemplo, os discos óticos, os discos magnéticos ou discos de estado sólido, tais como o dispositivo de armazenamento 410. Meios voláteis incluem memória dinâmica, como memória principal 406. As formas comuns de meios de armazenamento incluem, por exemplo, um disco magnética de estado sólido de memória flash, fita magnética ou qualquer outro meio de armazenamento magnético de dados, um CD-ROM ou qualquer outro meio ótico de armazenamento de dados, uma PROM, uma EPROM, uma FLASH- EPROM ou qualquer outro chip ou cartucho de memória.

Meios de armazenamento são distintos de meios de transmissão, mas pode ser usados em conjunto com estes. Os meios de transmissão participam na transferência de informações entre os meios de armazenamento. Por exemplo, os meios de transmissão incluem cabos coaxiais, fios de cobre e fibra ótica, incluindo os fios que compõem o barramento 402. Meios de transmissão, também podem assumir a forma de ondas de luz ou acústicas, tais como aquelas geradas durante comunicações de onda de rádio e de dados de infravermelhos. Várias formas de meios de comunicação podem estar envolvidos na execução de uma ou mais sequências de uma ou mais instruções para o processador 404 para execução. Por exemplo, as instruções podem inicialmente ser transportadas em um disco ou unidade magnética de estado sólido de um computador remoto. O computador remoto pode colocar as instruções em sua memória dinâmica e enviar as instruções através de uma rede. O barramento 402 carrega os dados para a memória principal 406, a partir da qual o processador 404 recupera e executa as instruções. As instruções recebidas pela memória principal 406 podem, opcionalmente, ser armazenadas no dispositivo de armazenamento 410 quer antes quer após a execução pelo processador 404. O sistema de computador 400 também inclui uma interface de comunicação 418 acoplada ao barramento 402. A interface de comunicação 418 proporciona uma comunicação de dados bidireccional acplando a uma ligação de rede 420 que está conectada a uma rede local 422. Por exemplo, a interface de comunicação 418 pode ser um cartão de interface de rede, uma rede de serviços de cartão digital integrado (ISDN), modem por cabo, modem via satélite, ou um modem para fornecer uma conexão de comunicação de dados para um tipo correspondente de linha telefônica. Como outro exemplo, a interface de comunicação 418 pode ser um cartão de rede de área local (LAN), para proporcionar uma ligação de comunicação de dados a uma rede LAN compatível. Ligações sem fios também podem ser implementadas. Em tal execução, a interface de comunicação 418 envia e recebe sinais elétricos, eletromagnéticos ou óticos que transportam correntes de dados digitais representativas de vários tipos de informações. O sistema de computador 400 pode enviar mensagens e receber dados, incluindo código de programa, através da(s) rede(s), ligação de rede 420 e a interface de comunicação 418. No exemplo de Internet, um servidor 430 pode transmitir um código solicitado por um programa de aplicação através da Internet 428, ISP 426, rede local 422 e interface de comunicação 418. O código recebido pode ser executado pelo processador 404, uma vez que é recebido, e / ou armazenado no dispositivo de armazenamento 410, ou outra forma de armazenamento não-volátil para execução posterior.

VII. EXTENSÕES E ALTERNATIVAS

Nos exemplos apresentados, um campo de ondas é decomposto em componentes para cima e para baixo (fantasma) em um sensor. Equações similares podem também ser aplicadas para decompor o campo de onda em componentes para cima e para baixo na fonte, utilizando a equação 1 como um ponto de partida para duas ou mais medições independentes do campo de ondas, a pressão registrada em duas ou mais diferentes profundidades.

Na especificação anterior, as modalidades da invenção foram descritas com referência a numerosos detalhes específicos que podem variar de implementação para implementação. A especificação e os desenhos são, por conseguinte, para serem considerados, em um exemplo ilustrativo em vez de em um sentido restritivo. O indicador único e exclusivo do âmbito da invenção, e que se pretende com os candidatos a ser o âmbito da invenção, é do âmbito literal e equivalente do conjunto de reivindicações que emitem a partir deste pedido, na forma específica em que tais reivindicações são emitidas, incluindo qualquer correção posterior.

Claims

1. Método para processamento de dados sísmicos, o método compreendendo: acessar os dados sísmicos que descrevem a energia sísmica que é propagada através de uma ou mais camadas de meios, incluindo uma camada de água, para uma pluralidade de localizações de medição na camada de água; em que os dados sísmicos compreendem os dados de pressão, que descrevem pressões variantes no tempo em um ou mais da pluralidade de localizações de medição na camada de água; processar os dados sísmicos, utilizando a decomposição de campo de ondas para reduzir um efeito de uma parte da energia sísmica que é refletida para fora de uma superfície superior da camada de água; em que o processamento é realizado em um domínio discreto compreendendo a pluralidade de localizações de medição; em que o método é realizado por um ou mais dispositivos de computação.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, em que os dados sísmicos compreendem dados de velocidade que descrevem velocidades de partículas variantes no tempo em uma pluralidade de localizações de medição na camada aquosa.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o domínio discreto exclui uma pluralidade de localizações em que os dados sísmicos não foram medidos, em que a pluralidade de localizações são causadas por um ou mais dos seguintes: intervalos entre sensores operantes em localizações de medição da pluralidade de localizações de medição, ou de sensores não operantes em outras localizações de medição que não a pluralidade de localizações de medição.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a uma ou mais camadas de meio incluem uma superfície ou subsuperfície da terra, compreendendo ainda utilizar os dados sísmicos processados para gerar um mapa da superfície ou subsuperfície da terra.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o processamento dos dados sísmicos utilizando decomposição de campo de onda compreende, para uma localização de medição da pluralidade de localizações de medição em um deslocamento horizontal, xUh, e uma profundidade de corrente X3, determinando um componente ascendente da pressão, Pup, equacionando uma pressão medida na localização de medição para onde kh é um vetor de onda horizontal, K é um domínio do vetor de onda horizontal, j é um número imaginário, s é uma frequência de fonte complexa, erê uma lentidão vertical complexa.

6. Método de acordo com a reivindicação 2, em que o processar os dados sísmicos utilizando decomposição do campo de ondas compreende, para uma localização de medição da pluralidade de localizações de medição a um deslocamento horizontal, xih, e uma profundidade de corrente X3, determinando um componente ascendente de pressão, Pup, e uma componente para baixo da pressão, Pdn equacionando um vetor de medição que compreende uma pressão e uma velocidade vertical medida na localização de medição onde kh é um vetor de onda horizontal, K é um domínio do vetor de onda horizontal, j é um número imaginário, L é uma matriz de composição, s é uma frequência de fonte complexa, e ré uma lentidão vertical complexa.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a uma ou mais camadas de meios incluem um subsuperfície de terra, e em que o processamento dos dados sísmicos é realizado sem a utilização de qualquer informação, além dos dados sísmicos, sobre a subsuperfície da terra.

8. Aparelho para processamento de dados sísmicos, compreendendo o aparelho: lógica configurada para acessar os dados sísmicos que descrevem a energia sísmica que é propagada através de uma ou mais camadas de meios, incluindo uma camada de água, a uma pluralidade de localizações de medição na camada de água; em que os dados sísmicos compreendem dados de pressão, que descrevem pressões variantes no tempo e uma ou mais da pluralidade de localizações de medição na camada de água; um sistema de computador compreendendo uma memória e um ou mais processadores, o sistema de computador configurado para processar os dados sísmicos, utilizando decomposição de campo de ondas para reduzir um efeito de uma parte da energia sísmica que é refletida para fora de uma superfície superior da camada de água; em que o sistema de computador é configurado para processar os dados sísmicos em um domínio discreto compreendendo a pluralidade de localizações de medição.

9. Aparelho de acordo com a reivindicação 8, em que os dados sísmicos compreendem dados de velocidade que descrevem velocidades de partículas variantes no tempo em uma pluralidade de localizações de medição na camada aquosa.

10. Aparelho de acordo com a reivindicação 8, em que o domínio discreto exclui uma pluralidade de localizações em que os dados sísmicos não foram medidos, em que a pluralidade de localizações são causadas por um ou mais dos seguintes: lacunas entre sensores operantes em localizações de medição da pluralidade de localizações de medição, ou sensores não operantes em localizações de medição outras que não a pluralidade de localizações de medição.

11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8, em que uma ou mais camadas de suportes incluem uma superfície ou subsuperfície da terra, que compreende ainda um motor de visualização configurado para utilizar os dados sísmicos processados para gerar um mapa da superfície ou subsuperfície da terra.

12. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8, em que o sistema de computador é configurado para processar os dados sísmicos, utilizando a decomposição de campo de onda, pelo menos em parte, determi- nando para uma localização de medição da pluralidade de localizações de medição em um deslocamento horizontal, xi, h, e uma profundidade de corrente X3, um componente ascendente da pressão, Pup, equacionando a pressão medida na localização de medição para onde kh é um vetor de onda horizontal, K é um domínio do vetor de onda horizontal, j é um número imaginário, s é uma frequência de fonte complexa, erê uma lentidão vertical complexa.

13. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, em que o sistema de computador é configurado para processar os dados sísmicas, utilizando a decomposição de campo de onda, pelo menos, em parte, determinando para uma localização de medição da pluralidade de localizações de medição em um deslocamento horizontal, xi, h, e uma profundidade de corrente X3, um componente ascendente da pressão, Pup,e um componente da pressão para baixo, Pdn, igualando um vetor de medição que compreende uma pressão e uma velocidade vertical medida na localização de medição para onde kh é um vetor de onda horizontal, K é um domínio do vetor de onda horizontal, j é um número imaginário, L é uma matriz de composição, s é uma frequência de fonte complexa, erê uma lentidão vertical complexa.

14. Aparelho, de acordo com a reivindicação 8, em que a uma ou mais camadas de meios incluem uma subsuperficie da terra, e em que o sistema de computador é configurado para processar os dados sísmicos, sem usar qualquer informação, além dos dados sísmicos, sobre a subsuper-fície da terra.

15. Um ou mais meios de armazenamento não transitórios legíveis por computador armazenando instruções para o processamento de dados sísmicos, as quais quando executadas por um ou mais processadores, causam com que o um ou mais processadores executem um método que compreende: acessar os dados sísmicos que descrevem energia sísmica que é propagada através de uma ou mais camadas de meios, incluindo uma camada de água, para uma pluralidade de localizações de medição na camada de água; em que os dados sísmicos compreendem dados de pressão, que descrevem pressões variantes no tempo em uma ou mais da pluralidade de localizações de medição na camada de água; processar os dados sísmicos utilizando a decomposição campo de onda, para reduzir um efeito de uma parte da energia sísmica que é refletida para fora de uma superfície superior da camada de água; em que o processamento é realizado em um domínio discreto compreendendo a pluralidade de localizações de medição.

16. Um ou mais meios de armazenamento legíveis por computador não transitórios de acordo com a reivindicação 15, em que os dados sísmicos compreendem dados de velocidade que descrevem velocidades de partículas variantes no tempo em umem uma pluralidade de localizações de medição na camada aquosa.

17. Um ou mais meios de armazenamento legíveis por computador não transitórios de acordo com a reivindicação 15, em que o domínio discreto exclui uma pluralidade de localizações nas quais os dados sísmicos não foram medidos, em que a pluralidade de localizações são causadas por um ou mais dos seguintes: intervalos entre sensores operantes em localizações de medição da pluralidade de localizações de medição, ou sensores não operantes em localizações de medição outras que não a pluralidade de localizações de medição.

18. Um ou mais meios de armazenamento legíveis por computador não transitórios de acordo com a reivindicação 15, em que a uma ou mais camadas de suportes incluem uma superfície ou subsuperfície da terra, em que as instruções, quando executadas, causam ainda mais usar os dados sísmicos processados para gerar um mapa da superfície ou subsuperfície da terra.

19. Um ou mais meios de armazenamento legíveis por computador não transitórios de acordo com a reivindicação 15, em que as instruções, quando executadas, causam o processamento dos dados sísmicos utilizando a decomposição do campo de onda, pelo menos em parte, determinando para uma localização de medição da pluralidade de localizações de medição em um deslocamento horizontal, xi,h, e uma profundidade de corrente X3, um componente ascendente da pressão, Pup, equacionando a pressão medida na localização de medição para onde ku é um vetor de onda horizontal, K é um domínio do vetor de onda horizontal, j é um número imaginário, s é uma frequência de fonte complexa, e ré uma lentidão vertical complexa.

20. Um ou mais meios de armazenamento legíveis por computador não transitórios de acordo com a reivindicação 16, em que as instruções, quando executadas, causam processar os dados sísmicos, utilizando a decomposição de campo de onda, pelo menos, em parte, determinando para uma localização de medição da pluralidade de localizações de medição em um deslocamento horizontal, xi,h, e uma profundidade de corrente x3, um componente ascendente da pressão, Pup,e um componente da pressão para baixo, Pdn, equacionando um vetor de medição que compreende uma pressão e uma velocidade vertical medida na localização de medição para onde /ch é um vetor de onda horizontal, K é um domínio do vetor de onda horizontal, j é um número imaginário, L ê uma matriz de composição, s é uma frequência de fonte complexa, erê uma lentidão vertical complexa.

21. Um ou mais meios de armazenamento legíveis por computador não transitórios de acordo com a reivindicação 15, em que as uma ou mais camadas de suportes incluem um subsuperficial de terra, e em que as instruções, quando executado, provocar processamento de dados sísmicos, sem usar qualquer informação, com excepção os dados sísmicos, sobre a subsuperfície da terra.

22. Método para processamento de dados sísmicos de pressão e dados sísmicos de velocidade, compreendendo o método: acessar os dados sísmicos de pressão e os dados sísmicos de velocidade que descrevem a energia sísmica que é propagada através de uma ou mais camadas de meios, incluindo uma camada de água, para uma pluralidade de localizações de medição imersas na camada aquosa, e sem usar medições artificiais que não correspondem a uma pluralidade de localizações de medição, processar os dados sísmicos de pressão e os dados sísmicos de velocidades para reduzir um efeito de uma parte da energia sísmica que é refletida para fora de uma superfície superior da camada de água; em que o método é realizado por um ou mais dispositivos de computação.

23. Método de acordo com a reivindicação 22, em que o processamento é realizado em um domínio discreto compreendendo a pluralidade de localizações de medição.

24. Método de acordo com a reivindicação 23, em que o domínio discreto exclui uma pluralidade de localizações em que os dados sísmicos não foram medidos, em que a pluralidade de localizações são causadas por um ou mais dos seguintes: intervalos entre sensores operantes em localizações de medição da pluralidade de localizações de medição, ou de sensores não operantes em localizações de medição outras que não a pluralidade de localizações de medição.

25. Método de acordo com a reivindicação 22, em que a uma ou mais camadas de meios incluem uma superfície ou subsuperfície da terra, compreendendo ainda utilizar os dados sísmicos processados para gerar um mapa da superfície ou subsuperfície da terra.

26. Método de acordo com a reivindicação 22, em que a uma ou mais camadas de meios incluem uma subsuperfície de terra, e em que o processamento de dados sísmicos é realizado sem a utilização de qualquer informação, além dos dados sísmicos, sobre a subsuperfície da terra.

27. Método de acordo com a reivindicação 22, em que a pluralidade de medições está em um domínio de espaço tempo, e em que o processamento dos dados sísmicos de pressão e os dados sísmicos de velocidade é realizado sem transformar a pluralidade de medições para um domínio espectral.