BR102013023972A2 - Método e aparelho para atenuação de ruído de interferência - Google Patents
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Abstract
Método e aparelho para atenuação de ruído de interferência. Um método para determinar ruído de interferência registrado em uma primeira inspeção sísmica de uma subsuperficie gerado por uma fonte em uma segunda inspeção sismica. O método inclui receber (300) dados sísmicos registrados por sensores sismicos da primeira inspeção sísmica, em que os dados sísmicos incluem ondas sísmicas que se originam da primeira inspeção sismica e ondas sísmicas que se originam da segunda inspeção sísmica; receber (302) temporização de disparo relativa real ou temporização de disparo real das fontes sísmicas da primeira e segunda inspeções sismicas; aplicar (304) um algoritmo de processamento aos dados sismicos para calcular o ruido de interferência,em que o algoritmo de processamento leva em consideração a temporização de disparo relativa real ou a temporização de disparo real das fontes sísmicas; e gerar (306) uma imagem final da subsuperficie baseada nos dados sismicos registrados dos quais é subtraido o ruido de interferência
Description
“MÉTODO E APARELHO PARA ATENUAÇÃO DE RUÍDO DE INTERFERÊNCIA” FUNDAMENTOS CAMPO DA TÉCNICA
Modalidades do objeto revelado neste documento se referem geralmente a métodos e sistemas para remover ruído de interferência em dados sísmicos e, mais particuiarmente, a mecanismos é técnicas para identificar e subtrair sinais sísmicos produzidos por uma fonte sísmica que não faz parte da inspeção sísmica DISCUSSÃO DOS FUNDAMENTOS
Aquisição e processamento de dados'sísmicos podem sér usados para gerar um perfil (imagem) da estrutura geofísica sob o terreno (subsuperfície). Embora este perfil não forneça uma localização precisa para reservatórios de petróleo e gás, o mesmo sugere, para aqueles treinados no campo, a presença ou ausência destes reservatórios. Portanto, fornecer uma imagem de alta resolução da súbsuperfície é importante, por exemplo, para aqueles que precisam determinar onde estão Idealizados os reservatórios de petróleo e gás.
Prospectores geofísiCos usam uma fonte sísmica (por exemplo, pistola de ar, explosivo, vibradores (em um contexto marinho ou terrestre), etc.) para gerar ondas sísmicas. As ondas sísmicas se propagam péla água (no caso de uma inspeção sísmica marinha) em direção a o leito do mar. No leito do mar, algumas das ondas entram no leito do mar, algumas ; são refletidas de volta para [a superfície do mar enquanto outras são refratadas e continuam a avançar ao longo do leito do mar. Mais cedo ou mais tarde a maior parte das ondas retorna para a superfície, ouj devido às mesmas terem sido refletidas em várias interfaces sob o leito do mar (subsuperfície) ou devido às mesmas terem sido refratadas.
Um arranjo de sensores sísmicos são limplantados ou no fundo do oceano (nós ou cabos no fundo do oceano) ou próximos à superfície da água (cabos sísmicos flutuantes). Em um contexto de cabo sísmico flutuante rebocado, os sensores podem ser hidrofones e / ou sensores de movimento de partícula (por exemplo, acelerômetros) ou uma combinação dos mesmos. Para conjuntos de dados terrestres, podem ser usados geofones que medem um ou mais componentes do campo de onda acústica e/ ou elástica. Para dados de fundo do oceano, qualquer combinação de geofones, hidrofones, e sensores de movimento de partícula (por exemplo, acelerômetros) pode éer usada. Os sensores sísmicos gravam as ondas sísmicas refletidas / refratadas. Após coletar os dados sísmicos dos sensores, os dados são processado ou a bordo da embarcação que reboca os sensores ou em instalações dedicadas em terra. Um produto final do processamento é a geração de uma imagem da subsuperfície inspecionada.
Agora é descrita uma inspeção sísmica marinha para ilustrar um problema que está presente na fase de processamento. Uma aquisição tridimensional (3D) de cabo sísmico rebocado de ázimute estreito inclui uma única embarcação equipada com uma ou mais fontes sísmicas e rebocando um ou mais cabos sísmicos flutuantes. A embarcação é navegada sobre a área de inspeção ate que a área seja totalmente coberta. Adicionalmente, a embarcaçãoj pode ser navegada para obtêr dados de preenòhimento / repetição (por ! exemplo, para {obter dados sísmicos para partes da área que não foi coberta ou para as quais foi detebtado que os dados são ruins). Para uma embarcação com uma dada I ϊ · I quantidade de çabos sísmicos flutuantes e fontes, o tempo de aquisição depende muito do tamanho da inápeçao.
Idealmente, apenas uma embarcação opera em um momento em uma dada região geográfica pará realizar uma primeira inspeção sísmica. Quando a demanda para aquisição é alta, não é inpomum que seja realizada uma segunda inspeção sísmica próxima à primeira inspeção sísmica. Embora isto permita que dados sejam obtidos rapidamente, ruído de j interferência côntaminará as gravações sísmiças. As fontes podem conter pistolas de ar, vibradores mariinhos, ou uma combinação dos mesmos. O ruído de interferência é energia que é gravada [nos receptores da primeira inspeção sísmica e originária das fontes sísmicas da segunda inspeção sísmica. Emborá o presénte exemplo considere uma embarcação por I ‘ inspeção sísmica, o ruído de interferência também se estende para mais do que duas embarcações.
Se ambas as inspeções estão sendo operadas pela mesma companhia, a posição as embarcações pode ser conhecida em tempo real. Isto pode permitir que o nível de ruído de interferência seja limitado. Por exemplo, são obtidas comumènte inspeções sísmicas marinhas de rriodo que a embarcação é navegada em uma série de linhas retas sobre a área de inspeção com trocas entre as mesmas. Geralmente, a fonte não é disparada nas trocas, e como tal, o ruído de interferência não será registrado. Não é incomum que as trocas demorem duas ou três horas. Portanto é aconselhável dejssincronizar as trocas de modo que as embarcações das duas ou mais inspeções não sejam disparadas ao mesmo ■ i i 1 :. | tempo. Isto permite que a duração do tempo de aquisição livre de ruído de interferência seja maximizada.
Entretanto, mesmo sob estas considerações, pode ser visto ruído de interferência nos dados registrados. Por exemplo, diversas fontes de ruído de interferência 100, 102, 104, e 106 podem iser observadas nos coletores de disparo na Figura 1 na qual pelo menos outras duas embarcações operam na área de inspeção. A Figura 1 plota as amostras gravadas no tempo (s) f Atualmente existem vários métodos para remover o ruídò de interferência. Alguns dos métodos removem o ruído através de modelagem enquanto outros usam técnicas de redução de ruído impulsiva. Algunb dos métodos não requerem conhecimento da temporização rplativa do ruído, embora outros calculem a temporizacão relativa dos dados.
Adicionalmenté, pode ser usado o conhecimento da posição da fonte que gerou o ruído de nterferência para ajudar a remover o mesmo, como descrito por N. Gulunay, “Two different algorithms for seismic interference noise attenuation,” The Leading Edge, Fevereiro de 2008.
Como a temporização do ruído de interferência varia de disparo para disparo, é bem conhecido que a temporização do ruído de interferência pode aparecer randômica em outros domínios diferejntes do domínio de disparo (por exemplo, receptor,'cmp, domínios de volume de deslocamento). Esta característica randômica no domínio recêptor pode ser usada para atenuar o ruído de interferência com técnicas de redução de ruído impulsivas convencionais, como descritas em Gulunay e outros, “Seismic interferencej noise attenuation,” 74a conferência internacional SEG, 2004. O mesmo princípio também é usado em técnicas de redução de ruído para disparo simultâneo, onde duas fontes (disparam como parte de obtenção da mesma inspeção.
Outra categoria de remoção de ruído de interferência | utiliza conhecimento da temporização relativa da fonte de interferência que disparou. O conhecimento desta temporização (calculada a partir dos dados registrados) pode ser úsado para alinhar o ruído, e ao mesmo tempo desalinhar os dados sísmicos que se deseja reter. Quando são usados algoritmos de redução de ruído impulsiva nos dados alinhados a sísmica principal, é feita uma estimativa do ruído de interferência. Quando o ruído de interferência está alinhado, o procedimento de redução de ruído fará uma estimativa dos dados sísmicos principais. Iterando alinhamento e redução de ruído iterativa, a amplitude da sísmica e a amplitude do ruído de interferência podem ser reduzidas ao mesmo tempo,! frequentemente obtendo resultados com maior integridade. Métodos de modelagem simultânea também fazem uso do conhecimento da temporização (calculada a partir dos dados medidos) da fonte de interferência. Esta categoria de métodos deriva modelos dos dados sísmicos principais (ou seja, dados que têm que ser mantidos) e do ruído dé interferência simultaneamente. Normalmente isto é obtido através* de parametrização cuidadosa e o uso de restrições de ponderação ou dispersão de parâmetro de modelo de alta resolução. Um exemplo deste é descrito na Publicação de Pedido de Patente Norte Americano de No. U.S. 2010/0097885 (neste documento ‘885). O pedido de patente ‘885 descreve um métodoj que: 1) recebe os dados sísmicos, 2) calcula a temporização relativa do ruído de interferência dos dados sísmicos recebidos, e 3\ atenua o ruído de interferência usando um algoritmo que se baseia nas mudanças de tempo derivadas na etapa 2).
Tradicionalmente, e como apresentado no pedido de patente ‘885, a temporização relativa do ruído de interferência é derivada do conjunto de dadosj (por exemplo, através de relações cruzadas e seleção de pico). Entretanto, esta etapa de calcular a temporização relativa do ruído de interferência é sujeita a imprecisões que afetam negativamente a qualidade da imagem final.
Portanto, existe uma necessidade para desenvolver um método que seja capaz de remover o ruídò de interferência dos dados registrados sem calcular a temporização relativa das fontes que: produzem o ruído de interferência de modo que a imagem final seja mais precisa.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
De acordo com uma modalidade exemplificativa, existe um método para determinar ruído de interferência registrado em uma primeira inspeção sísmica de uma subsuperfície gerado por uma fonte em uma segunda inspeção sísmica. O método inclui receber dados sísmicos registrados por sensores sísmicos da primeira inspeção sísmica, em que os dados sísmicos incluem ondas sísmicas que se originam da primeira inspeção sísmica e ondas sísmicas que se originam da segunda inspeção sísmica; receber temporização de disparo relativa real dás fontes sísmicas da primeira e segunda inspeções sísmicas; aplicar um algoritmo de processamento aos dados sísmicos para calcular o ruído de interferência, em que o algoritmo de processamento leva em consideração a temporização de disparo relativo real das fontes sísmicas; e gerar uma imagem final da subsuperfície baseada nos dados sísmicos registfados dos quais é subtraído o ruído de interferência.
De acordo com outra modalidade exemplificativa, existe um método para determinar ruído de interferência registrado em uma primeira inspeção sísmica de uma subsuperfície gerado por uma fonte em uma segunda inspeção sísmica. O método inclui receber dados sísmicos registrados por sensores sísmicos da primeira inspeção sísmica, em que os dados sísmicos incluem ondas sísmicas que se originam da primeira inspeção sísmica e ondas sísmicas que i se originam da segunda inspeção sísmica; receber temporização e coordenadas reais de disparo das fontes sísmicas da primeira e segunda inspeções sísmicas; aplicar um algoritmo de processamento aos dados sísmicos para calcular o ruído de interferência, em que o algoritmo de processamento leva em consideração a temporização é coordenadas reais de disparo das fontes sísmicas; e gerar uma imagem final da subsuperfície baseada nos dados sísmicos registrados dos quais é subtraído o ruído de interferência.
De acórdo com ainda outra modalidade exemplificativa, existe um dispositivo computacional para determinar ruído de interferência registrado em uma primeira inspeção sísmica de uma subsuperfície gerado por uma fonte em uma segunda inspeção sísmica. O dispositivo computacional inclui uma interface que recebe dados sísmicos registrados por sensores sísmicos da primeira inspeção sísmica, em que os dados sísmicos incluem ondas sísmicas que se originam da primeira inspeção sísmica e ondas sísmicas que se originam da segunda inspeção sísmica. A interface recebe adicionalmente temporização de disparo relativo real dás fontes sísmicas da primeira e segunda inspeções sísmicas. O dispositivo computacional inclui adicionalmente um processador conectado à interface. O processador é configurado para aplicar um algoritmo de processamento aos dados sísmicos para calcular o ruído de interferência, em que o algoritmo de processamento leva em consideração a temporização de disparo relativo real das fontes sísmicas, e gerar uma imagem final da subsuperfície baseada nos dados sísmicos registrados dos quais é subtraído o ruído de interferência.
De acordo com ainda outra modalidade exemplificativa, existe um meio legível por computador que inclui instruções executáveis por computador, em que as instruções, quando executadas por um processador, implementam um método para remover ruído de interferência como observado acima.
BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS
Para um entendimento mais completo da presente invenção, agora é feita referência às seguintes descrições tomadas em conjunto com os desenhos em anexo, nos quais: A Figura 1 ilustra dados sísmicos registrados que incluem ruído de interferência; A Figura 2 ilustra uma configuração para primeira e segunda inspeções sísmicas; A Figura 3 é um fluxograma de um método para determinar ruído de interferência de acordo com uma modalidade exemplificativa; A Figura 4 ilustra sinais principais e ruído de interferência registrados por sensores sísmicos de uma primeira inspeção sísmica de acordo com uma modalidade exemplificativa; A Figura 5A ilustra dados sísmicos que correspondem a um primeiro disparo no domínio espaçç-tempo e A Figura 5B ilustra os mesmos dados sísmicos no domínio de tau-p; A Figura 6A ilustra dados sísmicos que correspondem a um segundo disparo no domínio espaço-tempo e A Figura 6B ilustra os mesmos dados sísmicos no domínio de tau-p; A Figura 7A ilustra os dados sísmicos |no domínio de tau-p e A Figura 7B ilustra o ruído impulsivo de acordo com uma modalidade exemplificativa; A Figura 8 é um fluxograma de um método que ilustra um mecanismo iterativo de redução sísmica de acordo com uma modalidade exemplificativa; A Figura 9 é um fluxograma de um método para ilustrar o mecanismo iterativo de redução sísmjca realizado em domínios plurais de acordo com uma modalidade exemplificativa; A Figura 10 é um fluxograma de úm método que ilustra um mecanismo de modelagem conjunta de acordo com uma modalidade exemplificativa; A Figura 11 é um diagrama esquemático de um dispositivo computacional capaz de implementar um ou mais do métodos discutidos nas modalidades exemplificativas.
DESCRjÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO A descrição a seguir das modalidades exemplificativas se refere aos desenhos em anexo. Os mesmos numerais de referência nos desenhos diferentes identificam os mesmos elementos ou similares. A descrição detalhada a seguir não limita a invenção. Em vez disso, o escopo da invenção é definido pelas reivindicações em anexo. As modalidades a seguir são discutidas,! por simplicidade, com respeito à terminologia e estrutura de um sistema sísmico marinho que inclui duas fontes sísmicas. Entretanto, as modalidades discutidas a seguir não são; limitadas a uma inspeção sísmica marinha ou duas fontes sísmicas, mas podem ser aplicadas a inspeção em terra ou inspeção de fundo do oceano, também com uma quantidade maior de fontes, etc.
Por toda a especificação referência a “uma modalidade” significa que um componente, èstrutura ou característica particular descrito èm conexão com uma modalidade é incluído em pelo menós uma modalidade do objeto revelado. Portanto, a aparição das expressões “em uma modalidade” em vários lugares por toda a especificação não se referenéia necessariamente à mesma modalidade. Adicionalmente, os componentes, estruturas ou icaracterísticas particulares podem ser combinados de qualquer maneira adequada em uma ou mais modalidades.
De acordo com uma modalidade exemplificativa, a temporização relativa das fontes de interferência (ou seja, pelo menos fontes sísmicas de uma primeira inspeção sísmica e fontes sísmicaS de uma segunda inspeção sísmica) não é calculada como nos métodos tradicionais, más em vez disso a temporização relativa real é conhecida dos operadores das inspeções sísrhicas. Em outras palavras, quando ambas as inspeções estão sendo obtidas pela mesma còmpanhia, ou quando existe cooperação entre companhias que operam as embarcações de ambas as inspeções, é possível compartilhar a temporização exata e opcionalmentef a localização das fohtes sísmicas que geram o ruído de interferência.
Portanto, em ele calcular a temporização do ruído de interferência a partir dos próprios dados, antes da redução de ruído ou como parte do algoritmo de redução de ruído, a temporização pode ser conhecida antecipadamente em uma maneira precisa.
Para remoção efetiva de ruído de interferência, é preferível gravar o ruído consistentemente, como será discutido posteriormente. Isto significa que pode ser benéfico utilizar gravação contínua. Isto pode incluir gravação enquanto a propagação está mudando, ou seja, a embjarcação está na mudança de linha. O conhecimento da temporização da fonte de interferência pode ser mais preciso do que estimar a temporização a partir dos dados. Isto também pode simplificar os processos de redução dé ruído onde é requerida a temporização do ruído. Portanto, os conceitos originais a serem discutidos neste documento podem ser aplicados a qualquer método que remova ruído de interferência de dados sísmicos onde o conhecimento da temporização da fonte responsável pelo ruído de interferência existe antecipadamente.
De acordo com uma modalidade exemplificativa ilustrada na Figura 2, um sistema de inspeção sísmica 200 inclui pelo menos uma embarcação 202 que reboca uma fonte sísmica 204 e ium ou mais cabos sísmicos flutuantes 206. A fonte 204 pode incluir pelo menos uma pistola de ar, fonte vibratória, ou uma combinação das|mesmas. O cabo sísmico flutuante 206 inclui sensores sísmicos plurais 208. Um sensor ;sísmico pode incluir um geofone, um hidrofone, um acelerômetro, um sensor de movimento de partícula, um sensor de pressão diferencial, ou outros sensores projetados para receber energia acústica ou elástica, ou uma combinação das mesmas. Por exemplo, um sensor sísmico 4C pode incluir um hidrofone è três acelerômetros. Podem ser distribuídos pássaros 210 ao longo dos cabos sísmicos flutuantes para obter formas desejadas para os mesmos, por exemplo, formas curvas, linhas retas, formas inclinadas, etc.
Uma onda sísmica 220a emitida pela fonte 204 se propaga em direção ao leito do mar 222 e pode ser refletida. A fonte 204 pode ser uma pistola de ar marinha, um vibrador marinho (rebocado ou estacionário), uma dinamite ou vibrador terrestre, ou outra fonte de energia acústica. A onda refletida 220b pode ser gravada pelo sensor sísmico 208a. Naturalmente, a onda sísmica 220a pôde entrar na subsuperfície 224 e ser refletida ali por uma interface e então gravada por um sensor. Todos estes elementos discutidos até agora pertencem ao primeiro sistema de inspeção sísmica 200. É possível que um segundo sistema de inspeção sísmica 250 ocorra longe do primeiro sisterria 200, mas ainda próximo o suficiente de modo que a energia gerada pela fonte sísmica 254 se propague como uma onda 270a e após a mèsma ser refletida no leito do mar 222 (òu outra interface na subsuperfície), a onda refletida 270b também seja gravada pelo sensor sísmico 208a. Esta gravação que corresponde à segunda embarcação sísmica 250 produz o ruído de interferência. A embarcação sísmica também pode incluir um dispositivo de controle 230 (por exemplo, sistejma de processamento) que seja capaz de receber e processar os dados sísmicos registrados dos sensores sísmicos. Alternativamente, o dispositivo de controle 203 pode fornecer iprocessamento mínimo e os dados serem transferidos para uma instalação em terra para processamento adicional.
Seja naj embarcação no dispositivo de controle ou na instalação em terra, os dados registrados a partir dos sensores sísmicos são recebidos na etapa 300 como ilustrado na Figura 3. Então, na etapa 302, a temporização quando as fontes sísmicas da primeira e segunda inspeções sísmicas são recebidas a partir dos operadores das inspeções. Como observado acima, este tempo não é calculado ou determinado a pàrtir dos dados registrados como nos métodos tradicionais. Na etapa 304, é aplicado um método de processamento aos dados sísmicos recebidos, baseado ha temporização relativa conhecida (real) de disparo das rontes sísmicas aa primeira e segunda inspeções sísmicas. Assumindo por simplicidade, que a primeira inspeção sísmica tem uma única fonte que é disparada em t1 e . ' i , i ! a segunda inspeção sísmica tem uma única fonte que é disparada ém t2, a temporização de disparo relativoireal é o valor de t2 - ti! Entretanto, esta etapa pode usar a temporização de disparo real (pdr exemplo, os valores de t1 e t2 em vez da temporização de disparo relativo ! .1 · ! real). Os métodos de processamento;discutidos neste documento são escaláveis para n inspeções sísmicas, ou seja, os métodos podem ser aplicados quando mais do que duas i í. * inspeções sísmicas são realizadas ao' mesmo tempo. Neste caso, é necessário que seja í conhecida a temporização de disparo relativo real da fonte da primeira inspeção e a fonte de nésima inspeção.j O método de processamento remove parte ou todo o ruído de interferência. O método de processamento aplicadoj pode ser qualquer de uma quantidade de métodos que serão discutidos a seguir. Na etápa 306, a imagem final da subsuperfície é gerada baseada nos dados sísmicos dos quais o ruído de interferência tiver sido removido.
Os vários métodos de processamento são discutidos agora em mais detalhes. Um primeiro método de processamento é úm no qual o ruído de interferência aparece contínuo no domínio dejdisparo. Para tal modélagem básica, se o ruído de interferencia tiver uma imersão aparente diferente comparada ao sinal sísmico principal (aquele que vem da fonte sísmica da primeira inspeção sísmica), o mesmo pode ser filtrado. Muitos tipos de modelagem pódem ser usados parajo processo de filtragem, por exemplo, silenciar no domínio de número de onda de frequência (FK), no domínio tau-p ou Radon, etc.
Alternativamente, um filtro de convolúção pode ser projetado para atenuar a energia no intervalo de imersão aparente relevante. A entrada para este algoritmo pode ser 2D, por I i : } exemplo, no cdntexto marinho cabo por cabo, ou 3D usando receptores localizados em mais I : { do que um cabo. O modelo pode ser derivado usando um único componente, por exemplo, o hidrofone, ou satisfazer simultaneamente mais do que um componente, por exemplo, hidrofone e pelo menos um sensor dê velocidade de partícula. Ajfiltragem em 3D pode ser mais precisa, especialmente quando ó ruído de interferência vem ida direção do costado da embarcação, o^u seja, se desloca substancialmente em uma direção perpendicular ao cabo sísmico flutuante. Apenas no contexto do hidrofone marinho,) a afastamento de cabo frequentemente significa que tranlsformadas 3D não são: possíveis (devido ao serrilhado(aliaáing)). Entretanto, onde acelerômetros tambérin estão disponíveis, a informação extra dos acelerômetros pode fornecer benefícios de suavização. E observado que alguns disparos podem não ser afetados jpelo ruído de interferencia embora outros possam ser afetados;apenas marginalmente. Qiiiando a temporização do j \ 1 ruído de interferência é conhecida dirétamente, o modelo de ruído de interferência pode ser restrito aos terjnpos e deslocamentos‘que são afetados. Isto deve envolver primeiramente calcular um mbdelo de ruído de interferência com qualquer dasíabordagens existentes, e então silenciar o modelo de ruído para que p mesmo possa apenas conter energia nos tempos de percurso e deslocamentos antecipados. Em alguns casos deve significar não requerer um modelo de ruído para disparos que é sabido que não são afetados por ruído de interferência. Esta abordagem permite parametrização aprimorada e atenuação de ruído mais eficaz.
Outro método de processamento é redução de ruído impulsiva. No domínio de disparo o ruído de interferência é contínuo , com deslocamento. Entretanto, em outros domínios, por exemplo, domínio do receptor, domínio do canal comum, domínio do ponto médio comum (cmp), domínio do volume de deslocamento, etc., o ruído de interferência aparece impulsivo. A técnica de ruído impulsivo pode ser considerada por: 1) sinalização de ruído seguida por 2) remoção de ruído / interpolação de sinal. Este algoritmo é descrito em Gulunay e outros, “Seismic interference noise attenuation,” 74a Conferência Internacional SEG, 2004. Neste método a etapa de remoção de ruído / interpolação de sinal é compreendida cie reconstrução de fx onde amostras afetadas são reconstruídas a partir de dados do entorno que não são contaminados ;pelo ruído de interferência. Sinal abrupto de imersão pode às vezes ser errado para ruído de interferência, portanto a parametrização cuidadosa do método é necessária. A aplicação de redução de ruído impulsiva pode ser melhorada através do uso de um espaço de modelo que pode distinguir parcialmente sinal e ruído, por exemplo, baseada em imersão aparente. Este esquema é ilustrado agora. A Figura 4 mostra regiões de ruído de interferência 400 e 402 registrados junto com os dados sísmicos principais 404 e 406. Quando dados que correspondem a um primeiro disparo, ver Figura 5A, são transformados em outro domínio, por exemplo, o domínio tau-p como ilustrado na Figura 5B, o ruído de interferência gerado pela segunda inspeção corresponde a 502. Neste exemplo o ruído de interferência ocupa largamente uma área diferente do espaço tau-p para o sinal. Para um segundo disparo como ilustrada na Figura 6A, o ruído de interferência corresponde a 602, o qual está em um tempo diferente daquele do ruído 502.
Quando os dados sísmicos no domínio de tau-p como ilustrado na Figura 7A são reordenados pára o domínio de disparo-p constante como ilustrado na Figura 7B, o ruído de interferência aparece randômico, ou impulsivo. Como frequentemente já existe uma separação entre sinal e ruído neste domínio, o esquema de redução de ruído impulsiva apresentado anteriormente pode ser aplicado mais efetivamente.
Quandó o ruído de interferência é baixo em amplitude comparado ao sinal, pode ser difícil parametrizar limites para identificar o ruído, especialmente onde o sinal tem imersão aparente alta. Quando a temporização do ruído de interferência é conhecida diretamente, o modelo de ruído de interferência pode ser restrito a tempos e deslocamentos que são afetados. Isto pode permitir parametrização melhorada e atenuação de ruído mais eficaz. O domínio do mocjelo pode estar em 2D (por exemplo, tau-p) ou 3D (por exemplo, tau-px-py). A redução de ruído impulsiva pode ser repetida em mais do que um domínio. Por exemplo, a redução de ruído impulsiva pode ser realizada no domínio do receptor e no domínio do canãl comum independentemente. Esta abordagem fornece duas estimativas de ruído diferentes que podem ser combinadas para melhorar a atenuação de ruído de interferência.
Outro método de processamento é a redução de ruído impulsiva iterativa. Quando dados são ordenados em um domínio onde o ruído de interferência aparece impulsivo, por exemplo, domínio do receptor, domínio do canal comum, domínio; cmp, domínio do volume de deslocamento, etc., podem ser empregados os processos discútidos acima com respeito à redução de ruído impulsiva.
Quando'o ruído de interferência é baixo em amplitude comparado ao sinal, pode ser difícil parametrizar o algoritmo para atenuar efetivamente o ruído enquanto ao mesmo tempo se preserva o sinal. Quando este é o caso, e quando a temporização do ruído é conhecida antecipadamente, isto pode ser vantajoso para alinhar o ruído de interferência. Isto envolve aplicar um deslocamento de tempo diferente para cada amostra na coleta de modo que o ruído de interferência seja alinhado. Alinhando o ruído de interferência, o sinal aparece como impulsivo. Então pode ser possível fazer um modelo de sinal com as mesmas técnicas de redução dé ruído impulsiva expostas acima quando discutindo a redução de ruído impulsiva.
Após subtrair o modelo de sinal dos dados, qualquer sinal residual pode ser alinhado novamente (pelo inverso dos deslocamentos de tempo aplicados na etapa anterior). Finalmente, um segundo passo de redução de ruído impulsiva pode ser usado, neste momento parajatenuar o ruído de interferência. Como os dados são relativamente de sinal livre neste ponto, pode ser usada parametrização de redução de ruído mais severa. O procedimento já discutidos pode ser sumarizado como um processo iterativo como j . f segue: na etapa 800 como mostrado na Figura 8, ordenar os dados sísmicos registrados í ? ? para um domínio onde o ruído de interferência aparece impulsivo; na etapa 802 alinhar o ruído de interferência - este é obtido baseado no conhecimento da temporização de disparo das fontes na primeira e segunda inspeções sísmicas e o mesmo é fornecido na etapa 803; na etapa 804 remover o sinal principal com atenuação de redução de ruído impulsiva e adicionar a estimativa de sinal principal a um conjunto de dados de saída de sinal; na etapa 806 alinhar o sinal principal; na etapa 808 remover o ruído de interferência com atenuação de redução de! ruído impulsiva e adicionar a estimativa de ruído para um conjunto de dados de saída de ruído. Na etapa 810, determinar se é necessário repetir as etapas 802 a 808 e repetir estas etapas se necessário. A etapas podem ser repetidas um número constante de vezes baseadcb em testes de usuário; ou iterando até que uma porcentagem especificada pelo usuário dai energia dos dados de entrada tenha sido descrita pelos modelos de ruído e de sinal.
Para obter os dados com ruídos reduzidos, na etapa 812 subtrair o modelo de ruído de interferência feito a partir de aplicações sucessivas das etapas 802 a 808 a partir dos dados de entrada originais e então gerar na etapa 814 a imagem final da subsuperfície dos dados com ruídos reduzidos. O processo podei ser estendido para o caso onde existir mais do que uma fonte de ruído de interferência aparente nos dados alinhando os ruídos de interferência difèrentes um de cada vez. O procedimento acima requer conhecimento da temporização relativa do ruído. Esta temporização píode ser calculada a partir dos; dados, ou fornecida antecipadamente com conhecimento da temporização da fonte de ruído de interferência. Também, pode ser usado conhecimento da temporização e duração do ruído para restringir o modelo de ruído com cada aplicação de redução de ruído impulsiva! O processo ilustrado na Figura 8 pode ser repetido em mais do que um domínio. Por exerjnplo, como ilustrado na Figura 9, o processo pode ser realizado na etapa 900 no domínio do receptor e então na etapa 902 no domínio do canal comum. Estas duas etapas fornecem (duas estimativas diferentes do sinal principal e do ruído de interferência, as quais podem ser combinadas na etapa 904 para melhorar a atenuação do ruído de interferência. Éntão, baleada nos resultados da etapa 904, a imagem final da subsuperfície pode ser gerada na etapsj906.
Ainda outro método de processamento é a modelagem conjunta. Este algoritmo alternativo deriva modelos do sinal principal e do ruído de interferência simultaneamente em um único problema de inversão. Este processamento pode requerer que os dados sísmicos sejam ordenados para um domínio onde o ruído de interferência é impulsivo e a temporização relativa do ruído de interferência é conhecida ou através de cálculo dos dados ou sendo fornecida antecipadamente.
Os dados sísmicos (referenciados néste documento como "dados sísmicos d") correspondem aos dados reais medidos pelos! sensores sísmicos devido aos disparos das fontes sísmicas. As fontes sísmicas incluem a uma ou mais fontes sísmicas da primeira inspeção sísmica bem como a uma ou mais fontes sísmicas da segunda inspeção sísmica (ou seja, as inspeções sísmicas interferentes); O disparo simultâneo ou quase simultâneo das fontes sísmicas faz com que energia significativa de todos estes disparos esteja presente no vetor de dados sísmicos d. Os modelos que descrevem a geologia que afeta a fonte energia ;são associados a operadores lineares L que descrevem a física dos mecanismos da fonte, a propagação da onda è a geometria de inspeção. O vetor de dados sísmicos d então pode ser caracterizado como uma função dos modelos e dos operadores lineares.
Em geral, quando um modelo linear m é derivado para dados de entrada, a equação a seguir precisa ser resolvida: d = Lm, onde d são os dados de entrada (por exemplo, um grupo de amostras), m é o modelo dos dados (exemplos não limitantes incluem o domínio FK, Radon linear, Radon parabólico, Radon hiperbólico), e L é o operador linear que faz a transição do espaço de modelo para o espaço de dados. A equação acima pode ser resolvida de muitas formas, por exemplo, calcular o inverso dè L, conjugar gradientes, decomposição de LU, fatoração de Cholesky, étc.
No caso de modelagem conjunta, dois modelos são encontrados simultaneamente; um para o sinal principal e um para o ruído de interferência. Neste caso, o problema pode ser exposto como: d — (Ls £>„£„) (!!/*), onde Dn é um operador de pontilhamento para introduzir a temporização do ruído de interferência, Ls é o operador linear para o sinal principal, Ln é o operador linear para o ruído de interferência, ms é o modelo de sinal, e mn é o modelo de ruído.
Os operadores lineares podem representar, mas não são limitados a, a pilha inclinada inversa ou pilha parabólica inversa. Em uma aplicação, jo mesmo operador linear pode ser usado para o sinal principal e o ruído de interferência, pu seja, Ls = Ln = L. Em outra aplicação podem ser usados operadores lineares diferentes. Por exemplo, o operador Ls pode ser uma pilha parabólica inversa, e o operador Ln pode ser uma pilha inclinada inversa.
Uma vez que uma representação de mínimos quadrados dos modelos tenha sido encontrada, usualmente é necessário fazer uma nova solução copn ponderação de espaço de modelo. Isto pode ser obtido diretamente com um solucionador de norma 11, ou ponderando as matrizes de transferência linear baseado no resultado de uma iteração prévia. Alternativamente, a ponderação do modelo pode ser determinada baseada em uma estimativa anterior de ruído de interferência dos métodos de processamento prévios.
Para sumarizar o processamento de modelagem conjunta, na etapa 1000 os dados são ordenados para um domínio onde o ruído de interferência é impulsivo. Na etapa 1002, a temporização relativa conhecida do ruído de interferência é recebida. Na etapa 1004, dois modelos ms e mn são calculados simultaneamente baseados na temporização relativa do ruído de interferência e em dois operadores Ls e Ln. Na etapa 1006, é realizada uma nova solução com ponderação de espaço de modelo e na etapa 1008 é calculada a imagem final da subsuperfície. É observado que os métodos de processamento acima trabalham melhor quando uma boa gravação do sinal principal e do ruído de interferência é obtida. Por este motivo, it é preferido fazer uma gravação contínua dos dados sísmicos, ou seja, gravar mesmo durante um ‘tempo de defasagem’ convencional de 1 a 2 segundos entre gravações de amostra ou caso contrário pode ser perdido o ruído de interferência potencial no tempo de defasagem.
Os métodos e mecanismos acima podem ser implementados em um sistema computacional configurado especificamente para calcular o ruido de interferência. Um exemplo de um sistema computacional representativo capaz dè executar operações de acordo com as modalidades exemplificativas é ilustrado na Figura 11. Hardware, firmware, software ou uma combinação dos mesmos podem ser usados para realizar as várias etapas e operações descritas neste documento. O sistema computacional exemplificativo 1700 adequado para realizar as atividades descritas nas modalidades exemplificativas pode incluir servidor |1101. Este servidor 1101 pode incluir um processador central (CPU) 1102 acoplado a uma memória de acesso randômico (RAM) 1604 e a uma memória somente de leitura (ROM) 1106. A ROM 1106 também pode ser outros tipos de mídia de armazenamento para ármazenar programas, tais como ROM programável (PROM), PROM apagável (EPROM), ètc. O processador 1102 pode se comunicar com outros componentes internos e externos através dos circuitos de entrada / saída (l/O) 1108 e barramento 1110, para fornecer sinais de controle e assim por diante. O processador 1102 executa uma variedade de funções como é conhecido na técnica, como determinado por instruções de software e / ou firmware. O servidor 1101 também pode incluir um ou mais dados dispositivos de armazenamento, que incluem um disco rígido 1112, controladores de CD-ROM 1114, e outro hardware capaz de ler e / ou armazenar informação tal como DVD, etc. Em uma modalidade, o software para executar as etapas discutidas acima pode ser armazenado e distribuído em um CD-ROM 1616, dispositivo de memória removível 1118 ou outra forma de mídia capaz de armazenar informação de forma portável. Estas mídias de armazenamento também podem ser inseridas, e lidas, por dispositivos tais como p controlador de CD-ROM 1614, o controlador de disco 1112, etc. O servidor 1101 pode ser acoplado a um visor 1120, que pode ser qualquer tipo dè visor ou tela de apresentação conhecido, tal como visores LCD, visores de LED, visores de plasma, tubos de raios catódicos (CRT), etc. É fornecida uma interface de entrada de usuário 1122, que inclui um ou maisj mecanismos de interface de usuário tais como um rato (mouse), teclado, microfone, tela sensível ao toque, sistema de reconhecimento de voz, etc. O servidor 1101 pode ser acoplado a õutros dispositivos computacionais, tais como terminais por cabo e / ou sem fio através de uma rede. O servidor pode ser parte de uma configuração de rede maior como em uma rede de área global network (GAN) tal como a Internet 1128, a qual permite conexão final a vários dispositivos clientes baseados em terra e / ou móveis. O dispositivo computacional pode ser implementado em um veículo que realiza uma inspeção sísmica terrestre.
As modalidades exemplificativas reveladas fornecem um sistema e um método para remover ou reduzir ruído de interferência em dados sísmicos. DeVe ser entendido que esta descrição não é destinada a limitar a invenção. Ao contrário, as modalidades exemplificativas são destinadas a cobrir alternativas, modificações e equivalentes, que são incluídos no espírito e escopo da invenção como definido pelas reivindicações em anexo. Adicionalmente, na descrição detalhada das modalidades exemplificativas, vários detalhes específicos são apresentados a fim de fornecer um entendimento compreensivo da invenção reivindicada. Entretanto, um indivíduo versado na técnica deve entender que várias modalidades podem ser praticadas sem tais detalhes específicos.
Embora as características e elementos das presentes modalidades exemplificativas sejam descritos nas modalidades em combinações particulares, cada característica ou elemento pode ser usado sozinho sem aS outras características e elementos das modalidades ou em várias combinações com; ou sem outras características e elementos revelados neste documento.
Esta descrição escrita usa exemplos do objeto revelado para permitir que qualquer indivíduo versado na técnica pratique a mesma, o que inclui fazer e usar quaisquer dispositivos ou sistemas e realizar quaisquer métodos incorporados. O escopo patenteável do objeto é definido pelas reivindicações, e pode incluir outros exemplos que ocorrerem para aqueles indivíduos versados na técnica. Estes outros exemplos são entendidos como estando dentro do escopo das reivindicações.
Claims (10)
1. Método para determinar ruído de interferência registrado em uma primeira inspeção sísmica de uma subsuperfície gerada por uma fonte em uma segunda inspeção sísmica, o método caracterizado pelo fato de que compreende: receber (300) dados sísmicos registrados por sensores sísmicos da primeira inspeção sísmica, em que os dados sísmicos incluem ondas sísmicas que se originam a partir da primeira inspeção sísmica e ondas sísmicas que se originam a partir da segunda inspeção sísmica; receber (302) temporização de disparo relativo real das fontes sísmicas das primeira e segunda inspeções sísmicas; aplicar (304) um algoritmo de processamento aos dados sísmicos para calcular o ruído de interferência, em que o algoritmo de iprocessamento que leva em consideração a temporização de disparo relativo real das fontes sísmicas; e gerar (306) uma imagem final da subsuperfície com base nos dados sísmicos registrados a partir dos quais é subtraído o ruído de interferência.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados sísmicos registrados a partir dos quais é subtraído o ruído de interferência estão livres de energia da segunda inspeção sísmica.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de aplicar compreende: classificar ou receber os dados sísmicos registrados no domínio de disparo; e filtrar o ruído de interferência.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a etapa de filtrar compreende: silenciar no domínio de número de onda de frequência, ou silenciar no domínio de tau-p, ou silenciar no domínio de rádon.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de aplicar compreende: classificar os dados sísmicos registrados em um domínio no qual o ruído de interferência aparece impulsivo; e aplicar redução de ruído impulsiva.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de aplicar compreende: transformar os dados sísmicos registrados para um espaço de modelo que pode separar pelo menos parcialmente sinal e ruído de interferência no qual o ruído de interferência aparece impulsivo; e aplicar redução de ruído impulsiva.
7. Método, de acordo com a reivindicarão 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de aplicar compreende: classificar os dados sísmicos registrados para um dómínio onde o ruído de interferência aparece impulsivo; alinhar o ruído de interferência; removei· um sinal principal com atenuação de redução de ruído impulsiva; alinhar o sinal principal; removef o ruído de interferência com atenuação de redução de ruído impulsiva; e subtrair o ruído de interferência dos dados sísmicos registrados.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de aplicar compreende: classificar os dados sísmicos registrados dentro de um domínio no qual o ruído de interferência é impulsivo; calcular simultaneamente um modelo de sinal principal e um modelo de ruído com base nos dados sísmicos registrados, um operador para o sinal principal, um operador para o ruído de interferência, e um operador que levà em conta a temporização de disparo; e calcular os dados sísmicos registrados a partir dos quais é subtraído o ruído de interferência.
9. Método para determinar ruído de interferência registrado em uma primeira inspeção sísmica de uma subsuperfície gerado por uma fonte em uma segunda inspeção sísmica, caracterizado pelo fato de que o método compreende: receber (300) dados sísmicos registrados por sensores sísmicos da primeira inspeção sísmica, em que os dados sísmicos: incluem ondas sísmicas que se originam da primeira inspeção sísmica e ondas sísmicas que se originam da segunda inspeção sísmica; receber (302) temporização e coordenadas reais de disparo das fontes sísmicas das primeira e segunda inspeções sísmicas; aplicar (304) um algoritmo de processamento aos dados sísmicos para calcular o ruído de interferência, em que o algoritmo ide processamento; leva em consideração a temporização é coordenadas reais de disparo das fontes sísmicas; e gerar (306) uma imagem final da subsuperfície baseada nos dados sísmicos registrados doS quais é subtraído o ruído de interferência. j
10. Dispositivo computacional (1100) para determinai" ruído de interferência registrado em uma primeira inspeção sísmica de uma subsuperfície gerado por uma fonte em uma segunda inspeção sísmica, caracterizado pelo fatb de que o dispositivo computacional compreende: uma interface (1108) que recebe dados sísmicos registrados por sensores sísmicos da primeira inspeção sísmica, em que os dados sísmicos incluem ondas sísmicas que se originam da primeira inspeção sísmica e ondas sísmicas que se originam da segunda inspeção sísmièa; a interface (1108) recebe adicionalmente temporização de disparo relativa real das fontes sísmicas das primeira e segunda inspeções sísmicas; e um processador (1102) conectado à interface (1108) e configurado para aplicar um algoritmo de processamento aos dados sísmicos para calcular o ruído de interferência, em que o algoritmo de processamento leva em consideração a temporização de disparo relativa real das fontes sísmicas, e gerar uma imagem final da subsuperfície baseada nos dados sísmicos registrados dos quais é subtraído o ruído de interferência.
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