BR102013028045A2

BR102013028045A2 - Sistemas e métodos para imageamento de alta resolução com o uso de campos de onda separados

Info

Publication number: BR102013028045A2
Application number: BRBR102013028045-3A
Authority: BR
Inventors: Norman Daniel Whitmore; Shaoping Lu
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2012-11-01
Filing date: 2013-10-31
Publication date: 2014-10-21
Also published as: MX343632B; AU2013245550A1; EP2728385B1; US9453930B2; BR102013028045B1; SG2013075726A; AU2013245550B2; MX2013012818A; EP2728385A3; US20140119157A1; EP2728385A2

Abstract

RESUMO Patente de Invenção: "SISTEMAS E MÉTODOS PARA IMAGEAMENTO DE ALTA RESOLUÇÃO COM O USO DE CAMPOS DE ONDA SEPARADOS". A presente invenção refere-se aos sistemas computacionais e métodos para obter imagens sísmicas tridimensionais de alta resolução de uma região de uma formação subterrânea com o uso de campos de onda ascendentes e descendentes separados que incluem reflexões primárias e múltiplas obtidas através do processamento de dados sísmicos de cabo sísmico flutuante rebocado de sensor duplo. A inclusão de reflexões múltiplas reduz ruído de aquisição na migração dos dados sísmicos. Os métodos e sistemas computacionais produzem imagens de alta resolução em uma região de uma formação subterrânea que repousa abaixo de um corpo de água. Os métodos e sistemas empregam campos de onda codificados digitalmente construídos a partir de uma amostragem discreta de uma fatia bidimensional de um campo de onda tridimensional e armazenados em um ou mais dispositivos de armazenamento de dados físicos tangíveis.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "SISTEMAS E MÉTODOS PARA IMAGEAMENTO DE ALTA RESOLUÇÃO COM O USO DE CAMPOS DE ONDA SEPARADOS".

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDO RELACIONADO O presente pedido reivindica o benefício do Pedido Provisório nQ

61/721.327, depositado em 1 de novembro de 2012.

ANTECEDENTES

Nas últimas décadas, a indústria de petróleo tem investido muito no desenvolvimento de técnicas de pesquisa sísmica marinha que produzem conhecimento sobre formações subterrâneas abaixo de um corpo de água para encontrar e extrair recursos minerais valiosos, como petróleo. Imagens sísmicas de alta resolução de uma formação subterrânea são essenciais para a interpretação sísmica quantitativa e monitoramento de reservatório. Para uma pesquisa sísmica marinha típica, uma embarcação de exploração sismológica reboca uma fonte sísmica e a mesma embarcação, ou outra embarcação, reboca um ou mais cabos sísmicos flutuantes que formam uma superfície de aquisição de dados sísmicos abaixo da superfície da água e acima de uma formação subterrânea a ser pesquisada por depósitos minerais. A embarcação contém equipamento de aquisição sísmica, como controIe de navegação, controle de fonte sísmica, controle de receptor sísmico e equipamento de gravação. O controle de fonte sísmica faz com que a fonte sísmica, que é tipicamente um arranjo de elementos de fonte, como pistolas de ar ou vibradores marinhos, produza impulsos acústicos em momentos selecionados. Cada impulso acústico é uma onda sonora que se desloca pela água e para o interior da formação subterrânea. Em cada interface entre tipos diferentes de rocha, uma porção da onda sonora é transmitida e outra porção é refletida de volta para o corpo de água para se propagar em direção à superfície. Os cabos sísmicos flutuantes rebocados atrás da embarcação são estruturas similares a cabo alongadas. Cada cabo sísmico flutuante pode incluir um número de receptores sísmicos ou sensores de múltiplos componentes que detectam campos de onda de pressão e/ou movimen

19627289v1 to de partícula associados às ondas sonoras refletidas de volta para a água a partir da formação subterrânea.

Ondas sonoras que se propagam para baixo e para o interior da subsuperfície e são submetidas a uma única reflexão a partir de uma interface antes de serem detectadas por receptores sísmicos são chamadas de "reflexões primárias" e ondas sonoras que são refletidas no interior da formação subterrânea e/ou refletidas a partir da superfície livre antes de serem detectadas por receptores sísmicos são chamadas "múltiplas reflexões". No passado, técnicas de imageamento convencional contavam quase exclusivãmente com reflexões primárias. Como conseqüência, um esforço computacional significativo foi dedicado a atenuar as múltiplas reflexões. Recentemente, entretanto, as múltiplas reflexões foram reconhecidas por fornecerem informações adicionais valiosas sobre a formação subterrânea. Em particular, múltiplas reflexões que incluem pelo menos uma reflexão a partir da superfície livre, chamadas "múltiplas de superfície livre", são tipicamente as mais fortes e mais significativos das múltiplas reflexões para se usar no imageamento de uma formação subterrânea. Geofísicos, engenheiros de petróleo e outros profissionais que trabalham na indústria do petróleo continuam a buscar sistemas e métodos que melhoram a qualidade de imagens subterrâneas.

DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

As Figuras 1A a 1B mostram vistas laterais em elevação e de topo de um sistema de aquisição de dados físicos geofísicos exemplificador.

A Figura 2 mostra exemplos de reflexões primárias e múltiplas.

A Figura 3 mostra uma vista lateral em elevação de um sistema

de aquisição de dados sísmicos marinho com uma vista ampliada de um receptor.

A Figura 4A mostra trajetórias de raio que representam trajetórias de energia acústica que percorre de uma fonte para a interface.

As Figuras 4B a 4D mostram diagramas de agrupamentos.

A Figura 5 mostra linhas de navegação de uma pesquisa marinha exemplificadora.

19627289v1 As Figuras 6 fornecem um diagrama de controle de fluxo que iIustra uma implantação de um método para gerar imagens sísmicas tridimensionais de alta resolução.

A Figura 7 mostra um exemplo de geração de uma imagem de linha de navegação ao longo de uma linha de navegação de uma pesquisa.

A Figura 8 fornece um diagrama de controle de fluxo da rotina "corrigir serrilhado espacial" referido no bloco 606 da Figura 6.

A Figura 9 mostra um exemplo de um sistema de computador generalizado que executa métodos eficientes para a geração de imagens tridimensionais de alta resolução de uma formação subterrânea.

As Figuras de 10A a 10F mostram imagens sísmicas exemplifi

cadoras.

DESCRIÇÃO DETALHADA

A presente descrição apresenta sistemas computacionais e métodos para a obtenção de imagens sísmicas tridimensionais de alta resolução de uma região de uma formação subterrânea com o uso de campos de onda ascendentes e descendentes separados que incluem reflexões primárias e múltiplas obtidas pelo processamento de dados sísmicos de cabo sísmico flutuante rebocado de sensor duplo. A inclusão de múltiplas reflexões reduz ruído de aquisição na migração dos dados sísmicos. Os sistemas computacionais e métodos descritos abaixo podem produzir imagens de resolução mais alta de uma formação subterrânea do que métodos de imageamento sísmico padrão. Os métodos e sistemas podem empregar campos de onda codificados digitalmente, produzidos a partir de uma amostragem discreta de uma fatia bidimensional de um campo de onda tridimensional e armazenados em um ou mais dispositivos de armazenamento de dados físicos, tangíveis. Os métodos e sistemas computacionais geram imagens sísmicas de alta resolução de uma região de uma formação subterrânea a partir dos campos de onda armazenados para permitir a interpretação sísmica quantitativa e o monitoramento de reservatório melhorado. Tais melhorias na interpretação sísmica e monitoramento de reservatório podem resultar em

19627289v1 economias de custos significativas durante as operações de exploração, produção e extração de hidrocarboneto.

As Figuras 1A a 1B mostram vistas laterais em elevação e de topo, respectivamente, de um sistema de aquisição de dados físicos geofísicos exemplificadores composto de uma embarcação de pesquisa de exploração 102 que reboca uma fonte 104 e seis cabos sísmicos flutuantes separados 106 a 111 abaixo de uma superfície livre 112 de um corpo de água. O corpo de água pode ser um oceano, um mar, um lago ou um rio, ou qualquer porção dos mesmos. Nesse exemplo, cada cabo sísmico flutuante é fixado em uma extremidade à embarcação de pesquisa 102 através de um cabo de transmissão de dados de cabo sísmico flutuante. Os cabos sísmicos flutuantes 106 a 111 formam uma superfície de aquisição de dados horizontal plana em relação á superfície livre 112. Entretanto, na prática, a superfície de aquisição de dados pode ser levemente variante devido a correntes marítimas ativas e condições climáticas. Em outras palavras, embora os cabos sísmicos flutuantes 106 a 111 sejam ilustrados nas Figuras 1A e 1B como retos e substancialmente paralelos à superfície livre 112, na prática, os cabos sísmicos flutuantes rebocados podem ondular como conseqüência de condições dinâmicas do corpo de água nas quais os cabos sísmicos flutuantes são submersos. Deve-se notar que uma superfície de aquisição de dados não é limitada a ter uma orientação horizontal plana em relação à superfície livre 112. Os cabos sísmicos flutuantes podem ser rebocados a profundidades que orientam a superfície de aquisição de dados em um ou mais ângulos em relação à superfície livre 112 ou de modo que um ou mais dos cabos sísmicos flutuantes sejam rebocados em profundidades diferentes. Também, se deve notar que uma superfície de aquisição de dados não é limitada a seis cabos sísmicos flutuantes, conforme mostrado na Figura 1B. Na prática, o número de cabos sísmicos flutuantes usados para formar uma superfície de aquisição de dados pode variar de tão poucos quando um cabo sísmico flutuante a uma quantia de 20 ou mais cabos sísmicos flutuantes.

A Figura 1A inclui um plano xz 114 e a Figura 1B inclui um plano xy 116 do mesmo sistema de coordenadas Cartesiano que tem três eixos de

19627289v1 coordenada espaciais, ortogonais marcados como x, y e z. O sistema de coordenadas é usado para especificar orientações e locais de coordenada no corpo de água. A direção x especifica a posição de um ponto em uma direção paralela ao comprimento dos cabos sísmicos flutuantes (ou uma 5 porção especificada dos mesmos quando o comprimento dos cabos sísmicos flutuantes está curvado) e é chamada de direção "em linha". A direção y especifica a posição de um ponto em uma direção perpendicular ao eixo geométrico xe substancialmente paralela à superfície livre 112 e é chamada de direção de "linha cruzada". A direção z especifica a posição de um ponto

perpendicular ao plano xy (isto é, perpendicular à superfície livre 112) com a direção z positiva apontando para baixo para longe da superfície livre 112. Os cabos sísmicos flutuantes 106-111 são cabos longos que contêm linhas de transmissão de potência e transmissão que conectam os receptores, representados por retângulos sombreados 118, espaçados um do outro ao 15 longo do comprimento de cada cabo sísmico flutuante até equipamento de aquisição sísmica e dispositivos de armazenamentos de dados localizados na borda da embarcação de pesquisa 102.

A profundidade de cabo sísmico flutuante abaixo da superfície livre 112 pode ser estimada em vários locais ao longo dos cabos sísmicos flutuantes com o uso de dispositivos de medição de profundidade fixados aos cabos sísmicos flutuantes. Por exemplo, os dispositivos de medição de profundidade podem medir pressão hidrostática ou utilizar medições de distância acústicas. Os dispositivos de medição de profundidade podem ser integrados aos controladores de profundidade, como paravanas ou deslizadores aquáticos {water kites) que controlam e mantêm a profundidade e posição dos cabos sísmicos flutuantes conforme os cabos sísmicos flutuantes são rebocados através do corpo de água. Os dispositivos de medição de profundidade são tipicamente colocados a intervalos (por exemplo, intervalos de cerca de 300 metros em algumas modalidades) ao longo de cada cabo sísmico flutuante. Note que em outras modalidades boias podem ser fixadas aos cabos sísmicos flutuantes e usadas para manter a orientação e profundidade dos cabos sísmicos flutuantes abaixo da superfície livre 112.

19627289v1 A Figura 1A mostra uma vista em corte transversal da embarcação de pesquisa 102 que reboca a fonte 104 e cabos sísmicos flutuantes acima de uma formação subterrânea 120. A curva 122 representa uma superfície de topo da formação subterrânea 120 localizada no fundo do corpo 5 de água. A formação subterrânea 120 é composta por um número de camadas subterrâneas de sedimento e rocha. As curvas 124, 126 e 128 representam interfaces entre camadas subterrâneas de composições diferentes. Uma região sombreada 130, ligada no topo por uma curva 132 e no fundo por uma curva 134, representa um depósito subterrâneo rico em fluido, cujas 10 profundidade e coordenadas posicionais podem ser determinadas pela análise de dados sísmicos coletados durante uma pesquisa sísmica marinha. Conforme a embarcação de pesquisa 102 se move através da formação subterrânea 120, a fonte 104 produz um impulso acústico chamado de "disparo" em intervalos espacial e temporal. Em outras modalidades, a fonte 104 15 pode ser rebocada por uma embarcação de pesquisa separada ou um número de fontes pode ser rebocado por um número de embarcações diferentes. A fonte 104 pode ser uma pistola de ar, vibrador marinho ou um arranjo de pistolas de ar e/ou vibradores marinhos. A Figura 1A ilustra um impulso acústico que expande para fora a partir da fonte 104 como um campo de 20 onda de pressão 136 representado por semicírculos de raio crescente centralizados na fonte 104. As frentes de onda que se expandem externamente a partir da fonte podem ser esféricas, mas são mostradas em seção de corte de plano vertical na Figura 1A. A porção que se expande para fora e para dentro do campo de onda de pressão 144 é chamada de "campo de onda 25 primário", que eventualmente alcança a superfície 122 da formação subterrânea 120, em cujo ponto o campo de onda primário é parcialmente refletido a partir da superfície 122 e parcialmente refratado par abaixo na formação subterrânea 120, se tornando ondas elásticas na formação subterrânea 120. Em outras palavras, no corpo de água, o impulso acústico é composto de 30 ondas de pressão compressionais, ou ondas P, enquanto na formação subterrânea 120, as ondas incluem ambas ondas P e ondas transversais, ou ondas S. Na formação subterrânea 120, em cada interface entre tipos dife

19627289v1 rentes de materiais ou em descontinuidades na densidade ou em um ou mais dentre várias características ou parâmetros físicos, ondas que se propagam para baixo são parcialmente refletidas e parcialmente refratadas. Como conseqüência, cada ponto da superfície 122 e cada ponto das interfa5 ces na formação subterrânea subjacente 120 se torna uma fonte de ponto secundária potencial a partir da qual energia acústica e elástica, respectivamente, podem emanar para cima em direção aos receptores 118 em resposta ao impulso acústico gerado pela fonte 104 e ondas elásticas que se propagam para baixo geradas a partir do impulso de pressão. Conforme mos10 trado na Figura 1A, ondas secundárias de amplitude significativa podem, em geral, ser emitidas a partir de pontos em ou próximos à superfície 122, como o ponto 138, e a partir de pontos em ou muito próximos às interfaces na formação subterrânea 120, como os pontos 140 e 142.

As ondas secundárias podem ser, geralmente, emitidas em mo15 mentos diferentes em uma faixa de tempos seguindo o impulso acústico inicial. Um ponto na superfície 122, como o ponto 138, pode receber uma perturbação de pressão correspondente ao impulso acústico inicial mais rapidamente do que um ponto na formação subterrânea 120, como os pontos 140 e 142. Similarmente, um ponto na superfície 122 diretamente abaixo da 20 fonte 104 pode receber o impulso acústico mais cedo que um ponto que repousa mais distante na superfície 122. Portanto, os momentos nos quais ondas de ordem mais alta e secundárias são emitidos a partir de vários pontos na formação subterrânea 120 podem ser relacionados à distância, no espaço tridimensional, dos pontos a partir da fonte 104.

Ondas acústicas e elásticas, entretanto, podem percorrer em ve

locidades diferentes em materiais diferentes, assim como no mesmo material sob pressões diferentes. Portanto, os tempos de trajetória do campo de onda primário e do campo de onda secundário emitido em resposta ao campo de onda primário podem ser funções da distância da fonte 104 assim como os 30 materiais e características físicas dos materiais através dos quais a onda primária percorre. Ademais, as segundas frentes de onda de expansão podem ser alteradas conforme as frentes de onda cruzam interfaces e a veloci

19627289v1 dade do som varia no meio e são atravessadas pela onda. A sobreposição de ondas emitidas a partir da formação subterrânea 120 em resposta ao campo de onda primário pode ser um campo de onda, geralmente, complicado que inclui informações sobre os formatos, tamanhos e características 5 de material da formação subterrânea 120, incluindo informações sobre os formatos, tamanhos e locais das várias características de reflexão na formação subterrânea 120 de interesse a sismólogos de exploração.

Frentes de onda secundárias que percorrem diretamente da superfície 122 ou uma interface subterrânea até os receptores sem passar por 10 outras reflexões a partir da superfície livre ou outras interfaces são chamadas de "reflexões primárias" ou simplesmente "primárias". Por outro lado, reflexões múltiplas são frentes de onda secundárias que experimentam mais que uma reflexão subterrânea e/ou reflexões a partir da superfície livre antes de serem detectados por receptores sísmicos são chamadas de "múltiplas 15 reflexões" ou simplesmente "múltiplas". Por exemplo, múltiplas reflexões incluem reflexões a partir de uma interface que são subsequentemente refletidos a partir da superfície livre de volta para baixo para a formação subterrânea, onde a energia acústica a ser refletida e subsequentemente detectada pelos receptores.

A Figura 2 mostra exemplos de reflexões primárias e múltiplas.

Setas direcionais pontilhadas 202 representam uma reflexão primária na qual ondas sonoras associadas a um impulso sonoro gerado pela fonte 104 entram na formação subterrânea 120 e são submetidas a uma reflexão a partir da interface 124 de volta para o corpo de água a ser medido por recep25 tores da superfície de aquisição. Por outro lado, setas direcionais de linha traço ponto 204 representam um tipo de múltiplas reflexões no qual uma onda sonora gerada pela fonte 104 é submetida a múltiplas reflexões que consistem em reflexões da superfície 122 seguida por uma reflexão a partir da superfície livre 112 e uma reflexão subsequente a partir da interface 124 an30 tes de ser medido pelos receptores da superfície de aquisição. Setas direcionais de linha tracejada 206 representam um segundo tipo de múltiplas reflexões nas quais uma onda sonora gerada pela fonte 104 é submetida a

19627289v1 múltiplas reflexões que consistem em uma reflexão a partir da interface 124, seguido por uma reflexão a partir da superfície livre 112, e uma reflexão a partir da superfície 122 antes de ser medida pelos receptores da superfície de aquisição. Há qualquer número de outros tipos diferentes de múltiplas 5 reflexões, incluindo ondas sonoras produzidas pela fonte 104 que são primeiramente refletidas a partir da superfície livre 112, conforme representado pela seta direcional 208, antes de as ondas viajarem para a formação subterrânea para produzir campos de onda espalhados direcionados de volta em direção à superfície livre. Múltiplas reflexões também incluem mais que 10 uma reflexão entre interfaces na formação subterrânea antes de serem medidas por receptores na superfície de aquisição.

Cada receptor 118 pode ser um sensor duplo que inclui um sensor de movimento de partícula que detecta movimento de partícula, velocidades ou acelerações através do tempo e um sensor de pressão que detec15 ta variações na pressão de água através do tempo. A Figura 3 mostra uma vista em elevação lateral do sistema de aquisição de dados sísmicos marinho com uma vista ampliada 302 do receptor 118. A vista ampliada 302 revela que o receptor 118 pode ser um sensor duplo composto de um sensor de pressão 304 e um sensor de movimento de partícula 306. O sensor de 20 pressão pode ser um hidrofone. Cada sensor de pressão mede mudanças na pressão hidrostática através do tempo e produz pressão data denotada por me que í representa as coordenadas Cartesianas (xtytz) do re

ceptor e t representa o tempo. Os sensores de movimento podem ser responsivos ao movimento da água. Em general, os sensores de movimento de 25 partícula detectam o movimento de partícula em uma direção normal em relação à orientação do sensor de movimento de partícula e pode ser responsivo a tal deslocamento direcional das partículas, velocidade das partículas ou aceleração das partículas. Os dados de sensor de movimento produzidos pelos sensores de movimento de partícula podem ser convertidos em dados 30 de velocidade de movimento de partícula. Por exemplo, quando os sensores de movimento que são responsivos à posição são usados, os dados de sensor de movimento podem ser diferenciados para converter os dados em da

19627289v1 dos de velocidade de movimento de partícula. Da mesma forma, quando os sensores de movimento que são responsivos à aceleração (isto é, acelerômetros) são usados, os dados de aceleração de partícula podem ser integrados para converterem os dados em dados de velocidade de movimento de partícula. Os dados resultantes produzidos pelos sensores de movimento podem ser dados de velocidade de partícula dependentes de direção denotados por em que o vetor de unidade normal n aponta para a direção na qual o movimento de partícula é medido. Os sensores de movimento de partícula são tipicamente orientados de modo que o movimento de partícuia seja medido na direção vertical (isto é, η = (ββ,ζ}), em cujo caso wXÍctt) é chamado de campo de onda de velocidade vertical. Os dados de pressão e de velocidade de partícula compreendem os dados sísmicos. Os cabos sísmicos flutuantes de 106 a 111 e a embarcação de pesquisa 102 podem incluir a captação de eletrônicos e instalações de processamento de dados que permitem as medições a partir de cada receptor a ser correlacionado a posições absolutas na superfície livre 112 e posições tridimensionais absolutas em relação a um sistema de coordenadas tridimensional arbitrário. Os dados de pressão e os dados de movimento de partícula podem ser enviados ao longo dos cabos sísmicos flutuantes e dos cabos de transmissão de dados à embarcação 102, em que os dados podem ser armazenados eletronicamente ou magneticamente em dispositivos de armazenamento de dados localizados a bordo da embarcação 102. Os dados de pressão e os dados de movimento de partícula representam pressão e campos de onda de velocidade e, portanto, também podem ser chamados de campo de onda de pressão e campo de onda de velocidade, respectivamente.

Na Figura 3, a seta direcional 308 representa a direção de um campo de onda ascendente no local do receptor 310 e a seta tracejada 312 representa um campo de onda descendente produzido por uma reflexão de campo de onda ascendente a partir da superfície livre 112 antes de alcançar 30 o receptor 310. Em outras palavras, o campo de onda de pressão p(x.,fe) é composto de um componente de campo de onda de pressão ascendente e um componente de campo de onda de pressão descendente, e o campo de

19627289v1 onda de velocidade é composto por um componente de campo de

onda de velocidade ascendente e um componente de campo de onda de velocidade descendente. O campo de onda descendente contamina a pressão e os dados de velocidade de movimento de partícula e cria fendas no 5 domínio espectral. A filtragem pode ser realizada para remover os campos de onda descendentes dos dados de pressão e velocidade de movimento de partícula, deixando os campos de onda ascendentes que são tipicamente usados para gerar imagens da formação subterrânea.

Cada sensor de pressão e sensor de movimento de partícula ge10 ra dados sísmicos que podem ser armazenados em dispositivos de armazenamento de dados localizados a bordo da embarcação de pesquisa. Os dados sísmicos são medidos por cada sensor de pressão ou sensor de movimento, é uma série de tempo que consiste em um número de valores medidos consecutivamente chamados de amplitudes separadas no tempo por 15 uma taxa de amostra. A série de tempo medida por um sensor de pressão ou movimento é chamada de um "traço", que pode consistir em milhares de amostras com uma taxa de amostra de cerca de 1 a 5 ms. Um traço é um registro de uma reposta de formação subterrânea à energia acústica que passa da fonte 104, através de camadas subterrâneas e é finalmente grava20 da por um sensor, conforme descrito acima. Um traço grava variações em uma amplitude dependente de tempo que representa energia acústica na porção do campo de onda secundário medido pelo sensor. Um campo de onda secundário chega, tipicamente, primeiramente nos receptores localizados mais próximos da fonte 104. A distância da fonte 104 a um receptor é 25 chamada de deslocamento de fonte-receptor ou simplesmente deslocamento, o que cria um atraso no tempo de chegada de um campo de onda secundário a partir de uma interface substancialmente horizontal na formação subterrânea. Um deslocamento maior resulta, em geral, em um atraso de tempo mais longo.

A Figura 4A mostra trajetórias de raio 401 a 405 que represen

tam trajetórias de um impulso acústico 400 que percorre da fonte 104 à interface 124. Os raios 406 a 410 representam as trajetórias de energia acústica

19627289v1 refletidas a partir da interface 124 (isto é, campo de onda secundário) aos receptores localizados ao longo do cabo sísmico flutuante 108. Cada sensor de pressão mede a pressão hidrostática e cada sensor de movimento mede a velocidade de movimento de partícula r-(£ r) da energia acústica 5 gerada pela fonte 104 e refletida a partir da interface 124 (isto é, o campo de onda ascendente supracitado). Os dados de pressão hidrostática p(x>t) e dados de velocidade de movimento de partícula medidos por cada

receptor podem ser amostrados por tempo e gravados como traços separados. Um número de traços juntos forma um agrupamento, que representa, nessa ilustração, o campo de onda ascendente medido.

A Figura 4B mostra um diagrama de um agrupamento de fontereceptor de traços exemplificadores 411 a 415 do campo de onda ascendente gravado pelos cinco receptores localizados ao longo do cabo sísmico flutuante 108 mostrado na Figura 4A. O eixo geométrico vertical 416 representa tempo e o eixo geométrico horizontal 418 representa números de traço, sendo que o traço "1" representa os dados sísmicos gerados pelo receptor localizado mais próximo à fonte 104 e o traço "5" representa os dados sísmicos gerados pelo receptor localizados mais distante da fonte 104. Os traços 411 a 415 podem representar a variação na amplitude ou dos dados de pressão P(X1S) ou dos dados de velocidade í) gravados por sensores correspondentes dos cinco receptores. Os traços exemplificadores incluem onduletas ou pulsos 420 a 424 que representam o campo de onda ascendente. Picos, pintados de preto, e vales em cada traço representam mudanças na amplitude medida pelos sensores de pressão ou sensores de movimento. As distâncias ao longo dos traços 411 a 415 a partir do eixo geométrico do número de traço 418 até as onduletas 420 a 424 representam o tempo percorrido da saída de energia acústica a partir da fonte 104 até a interface 124 e, finalmente, até os receptores. A amplitude do pico ou do vale das onduletas 420 a 424 indica a magnitude de energia acústica gravada pelo sensor de pressão ou sensor de movimento.

Os tempos de chegada versus o deslocamento de fonte-receptor são mais longos com deslocamento de fonte-receptor aumentado e, nesse

19627289v1 exemplo, têm um formato hiperbólico 426. Os traços de pares de fontereceptor diferentes podem ser corrigidos durante o processamento de dados sísmicos para remover os efeitos de diferentes deslocamentos de fontereceptor em um processo chamado de "moveout normal" ("NMO"). A Figura 5 4C mostra um agrupamento dos traços 420 a 424 após o NMO ser aplicado para alinhar os pulsos no tempo, conforme representado pela linha horizontal 428. Após correções do NMO, traços de diferentes registros de disparo com um ponto de reflexão comum podem ser empilhados para formar um único traço durante o processamento de dados sísmicos. O empilhamento 10 pode melhorar a razão de sinal para ruído, reduzir ruído, melhorar a qualidade de dados sísmicos e reduzir a quantidade de dados.

Na prática, um traço típico não representa uma única reflexão de uma única interface, conforme representado nas Figuras 4B a 4C. Na prática, um traço representa a amplitude dependente de tempo de energia acús15 tica associada a várias reflexões de energia acústica a partir do interior da formação subterrânea. A Figura 4D mostra um agrupamento de 15 traços gravados através de um período de tempo. Cada traço, como o traço 430, varia em amplitude através do tempo e representa a energia acústica refletida a partir de um número de diferentes interfaces em uma formação subter20 rânea, conforme medido por um sensor de pressão ou um sensor de movimento. O agrupamento mostrado na Figura 4D pode representar um campo de onda de pressão ou um campo de onda de velocidade e pode ser um agrupamento de fonte-receptor, um agrupamento de receptor comum ou um agrupamento de ponto médio comum.

A Figura 5 mostra uma vista de topo de linhas de navegação

501 a 515 de uma pesquisa marinha de uma formação subterrânea localizada abaixo de um corpo de água. Formatos em linha tracejada 516 representam linhas de contorno topográficas da formação. A formação subterrânea 516 é pesquisada para detectar a presença e o tamanho de um reser30 vatório de petróleo localizado no interior da formação. Uma embarcação de pesquisa 518 emboca um conjunto de cabos sísmicos flutuantes 520 e uma fonte (não mostrada) ao longo das linhas de navegação paralelas 501 a

19627289v1 515. Setas direcionais, como a seta direcional 522, representam a direção na qual a embarcação de pesquisa 518 percorre ao longo das linhas de navegação. A pesquisa começa em um ponto inicial 524. A embarcação de pesquisa 518 ativa a fonte e registra os campos de onda de pressão e de 5 velocidade medidos pelos receptores conforme a embarcação de pesquisa 518 percorre ao longo de cada uma das linhas de navegação 501 a 515. Por exemplo, a fonte pode ser ativada em um tempo substancialmente regular e intervalos espaciais ao longo de cada linha de navegação. Quando a embarcação de pesquisa alcança o final de um trilho, a embarcação de 10 pesquisa 518 para de ativar a fonte e medir e registrar o campo de onda e segue a trajetória representada por um arco até um trilho diferente e começa a ativar a fonte e medir e registrar o campo de onda. Por exemplo, na extremidade 526 da linha de navegação 509, a embarcação de pesquisa 518 para de ativar a fonte e medir e registrar o campo de onda segue a 15 trajetória 528 até a linha de navegação 502 e a embarcação de pesquisa 528 ativa a fonte e mede e registra os campos de onda ao longo da linha de navegação 502. A embarcação de pesquisa 518 continua esse padrão de ativação da fonte e medição e gravação dos campos de onda ao longo de cada uma das linhas de navegação 501 a 515 até que a embarcação de 20 pesquisa 518 alcança um ponto final 530 localizado no final da linha de navegação 508.

As linhas de navegação retas 501 a 515 mostradas na Figura 5 representam um exemplo de trajetórias retas ideais percorridas por uma embarcação de pesquisa. Na prática, entretanto, uma embarcação de pesquisa 25 típica é submetida a correntes de deslocamento, ventos e marés e pode ser capaz, apenas, de percorrer linhas de navegação retas aproximadamente paralelas. Ademais, os cabos sísmicos flutuantes rebocados atrás de uma embarcação de pesquisa podem não estar rebocados diretamente atrás da embarcação de pesquisa porque os cabos sísmicos flutuantes são submeti30 dos a condições passíveis de mudança, como clima e correntes. Como conseqüência, os cabos sísmicos flutuantes podem desviar lateralmente do trajeto em um processo chamado de "deriva".

19627289v1 Linhas de navegação não são restritas às linhas de navegação retas descritas acima com referência à Figura 5. Linhas de navegação podem ser curvas, circulares ou de qualquer outra trajetória não linear adequada. Por exemplo, em pesquisas de tiros circulares, uma embarcação de pes5 quisa percorre em uma série de linhas de navegação sobrepostas, continuamente circulares e ligadas ou em espiral. A geometria de tiros circular adquire uma gama total de dados de deslocamento através de cada azimute para amostrar a geologia de subsuperfície em todas as direções.

Métodos típicos para o imageamento de uma formação subterrânea podem usar apenas os dados sísmicos associados às reflexões primárias. Entretanto, a qualidade das imagens subterrâneas produzidas a partir desses métodos depende muito dos ângulos incidentes utilizáveis que podem ser processados. Por exemplo, em aquisição marinha típica, o receptor sísmico mais próximo pode estar a cerca de 100 a 200 metros da fonte e o receptor mais próximo no cabo sísmico flutuante mais distante pode estar em qualquer lugar de cerca de 500 a vários milhares de metros da fonte. Esse grande deslocamento frequentemente limita os dados utilizáveis para imageamento de alta resolução com primários porque os dados são silenciados (frequentemente chamados de "zerados") ou porque a imagem de ângulos incidentes grandes tem uma resolução muito pobre. Esse problema é particularmente desafiador ao imagear uma subsuperfície rasa. Uma segunda limitação de imageamento com apenas primários resulta de um grande espaçamento de linha de navegação, em que as linhas de navegação podem estar espaçadas a algumas centenas de metros uma da outra. Esse grande espalhamento entre as linhas de navegação pode causar um ruído de aquisição (isto é, iluminação diminuída) entre os centros de linha de navegação, que podem ser parcialmente atenuados ao usar um número expandido de cabos sísmicos flutuantes. Entretanto, o grande espalhamento de linha de navegação resulta, novamente, em uma resolução pobre devido a grandes ângulos incidentes, particularmente para receptores localizados nos cabos sísmicos flutuantes localizados mais distantes da fonte.

19627289v1 A imagem de campos de onda separados pode ser de dois conjuntos de dados gerados a partir da aquisição de sensor duplo e processamento. Os dados sísmicos podem ser compostos de um campo de onda descendente processado que propaga a partir da superfície livre para o refletor e os dados 5 refletidos são um campo de onda ascendente que é subsequentemente detectado pelos receptores. Os sistemas e métodos de imageamento descritos abaixo extrapolam os dados de superfície de campo de onda descendente e ascendente na subsuperfície modelo para produzir uma imagem de alta resolução por computar os locais em que esses campos de onda estão em fase.

A imagem dos campos de onda separados pode produzir uma

imagem de resolução espacial mais alta dos dados sísmicos do que uma imagem produzida exclusivamente a partir de primários. Isso é devido ao fato de que os campos de onda descendentes e ascendentes podem atuar como arranjos de fonte e de receptor eficazes, com o uso de múltiplos relacionados à 15 superfície livre como os sinais a serem imageados. Isso pode fornecer uma cobertura mais espacial e conter ângulos incidentes menores durante o imageamento. Aumentar o número de cabos e diminuir o espaçamento dos cabos pode melhorar a cobertura espacial e melhorar a resolução.

As Figuras 6 a 7 mostram os diagramas de controle de fluxo de métodos para obter imagens sísmicas tridimensionais de alta resolução. As ilustrações de controle de fluxo fornecidas nas Figuras 6 a 7 abrangem um número de implantações diferentes particulares. Para fins de clareza e brevidade, vários detalhes de programação e implantação são omitidos, incluindo as exatas variáveis, estruturas de controle e estruturas de dados empregadas. Esses detalhes de programação e implantação variam, em geral, dependendo da plataforma de hardware, sistema operacional e escolha de programaçãolinguagem, dentre outras coisas. Os mesmos podem ser associados a diferentes características de desempenho e armazenamento de dados e, portanto, representam o equilíbrio intencional diferente de muitas trocas consideradas para aplicações específicas diferentes. Os métodos descritos abaixo podem ser realizados em tempo real a bordo de uma embarcação de pesquisa enquanto a embarcação de pesquisa está conduzindo uma pesquisa.

19627289v1 O bloco 601 da Figura 6, campos de onda de pressão p(xfí) e campos de onda de velocidade vertical são medidos em receptores

localizados ao longo de um número de cabos sísmicos flutuantes, conforme descrito acima com referência à Figura 3, e armazenados a bordo da embar5 cação de pesquisa no equipamento de gravação sísmico, como um ou mais dispositivos de armazenamento de dados. Conforme usado no presente documento, o "armazenamento" de dados deveria ser compreendido como com o significado de retenção de dados em um meio fixado, em vez da transmissão de dados através de sinais ou ondas transitórias. Os campos de 10 onda de pressão p{xt è) e os campos de onda de velocidade vertical

incluem ambas reflexões primárias e múltiplas, conforme descrito acima com referência à Figura 2, que são gravados em intervalos de tempo entre a ativação da fonte.

Em um Ioop "for" externo que compreende os blocos 602 a 614, a rotina executa as operações computacionais representadas por blocos 603 a 614 para dados sísmicos coletados ao longo de cada linha de navegação. Em um Ioop "for" interno que compreende os blocos 603 a 611, a rotina executa as operações computacionais representadas pelos blocos 604 a 610 para dados sísmicos coletados após cada ativação da fonte (isto é, disparo). No bloco 604, os campos de onda de pressão p(x, O e os campos de onda de velocidade vertical ^(XiO medidos nos receptores durante um intervalo de disparo são transformados do domínio espaço-temporal, x-t, em um domínio de número de onda-frequência, k-f, com o uso de uma transformação, como a transformada de Fourier rápida ("FFT") para eficácia e velocidade computacional, para obter:

FFJ

pÇx . t) —s L·,., sr ω}

FFT f (1)

t) —* Vs Es ω)

em que

ω = 2π/ é a frequência angular para a frequência f; k:s é o número de onda em linha; e kv é o número de onda de linha cruzada.

Note que as letras minúsculas "p" e 1V representam campos de

19627289v1 onda de pressão e de velocidade no domínio x-te as letras maiúsculas "F' e "V' representam campos de onda de pressão e de velocidade no domínio kf.

No bloco 605, o campo de onda de pressão p{fc campo de onda de velocidade vertical são usados na separa

ção de campo de onda para decompor o campo de onda de pressão, ou o campo de onda de velocidade vertical, nos campos de onda ascendentes e descendentes. Em particular, o campo de onda de pressão ascendente e o campo de onda de pressão descendentes são dados por:

em que

denota o campo de onda de pressão ascendente; pítew-n denota o campo de onda de pressão descendente; pé a densidade da água na qual a pesquisa é conduzida; e

i

fc_= _fe2_fc2-

com ca velocidade do som na água.

Alternativamente, os campos de onda de velocidade ascendente e descendente são dados por:

_L / _ ! T/ 2 V 1 / -Kr-I--P

Campos de onda ascendentes e descendentes correspondem aos campos de onda ascendentes e descendentes descritos com referência à Figura 3. Conforme descrito acima, com referência à Figura 3, o campo de

19627289v1 onda ascendente é representado pela seta direcional 308 e o campo de onda descendente é representado pela seta direcional 312. As operações no bloco 605 são aplicadas aos campos de onda de velocidade e pressão medidos após a ativação da fonte. Na descrição a seguir, a notação Deu pode 5 ser usada para representar e , respectivamente, ouBeü pode ser usado para representar V^p, respectivamente.

No bloco 606, a rotina "corrigir serrilhado espacial" é requisitada para corrigir serrilhado espacial nos campos de onda que podem ocorrer devido à subamostragem espacial. No bloco 607, os campos de onda as10 cendentes Ue os campos de onda descendentes D são transformados do domínio k-f para o domínio de espaço-frequência, x-f. A transformação pode ser realizada com o uso de uma FFT inversa ("IFFT"):

IFFT ■'

—* D(x,ío)

No bloco 608, os campos de onda ascendentes e descendentes são extrapolados na direção z para baixo na subsuperfície. Em particular, extrapolação de campo de onda descendente transforma um campo de onda, como o campo de onda ascendente JJixl üí), no local lateral x, ye o nível de profundidade zaté o campo de onda sísmico υξχ,γ,ζ 4âs;&s) no nível de profundidade z + àz ao convolver υ{χ,ώ) com um operador de extrapolação w(^As,kJiX.,y}), em que Δζ é o tamanho de etapa de extrapolação e kjxfy) = ω/ν^χ,γ). O intervalo espacial áz é um tamanho de etapa de extrapolação na direção de coordenada z vertical positiva descrito acima em relação à Figura 1A. A transformação na extrapolação de profundidade explícita pode ser expressa no domínio de espaço-frequência por uma convolução espacial bidimensional ao longo das direções horizontal xe y, conforme dado por:

19627289v1 f

5

em que

o sobrescrito "ex" denota campo de onda extrapolado;

"*" representa convolução; e

Δξ é positivo para extrapolação de um campo de onda ascen

dente para baixo até o interior da subsuperfície.

A extrapolação é analogamente aplicada ao campo de onda descendente D (-ΐ., y, z, í«í) para obter um campo de onda descendente extrapolado dado por:

em que

As é negativo para a extrapolação de um campo de onda descendente na subsuperfície.

A extrapolação, de acordo com as equações (5) e (6), pode ser implantada com o uso de uma versão discreta da convolução espacial bidimensional descrita na Patente nQ U.S. 7.035.737 de propriedade da PGS America, Inc., depositada em 4 de junho de 2004, que está aqui incorporada a título de referência.

Em implantações alternativas, a extrapolação pode ser realizada 20 no domínio k-f. Em outras palavras, anteriormente à transformação dos campos de onda a partir do domínio k-f par ao domínio x-f, conforme descrito no bloco 607 acima, os campos de onda podem ser extrapolados para baixo para o interior da subsuperfície (isto é, a direção z positiva) no domínio k-f, conforme segue:

If

(6)

19627289v1 U**(kxtky,z + Δζ,&>) = U(kx, fev,z,ω)exp(iksÂz) Dexk.v,z — As, — D{icv, fcyrz, ús —ik^Az}

m

Um método para a extrapolação no domínio k-fê descrito na Patente nQ U.S. 7.035.737. Após os campos de onda serem extrapolados, os campos de onda extrapolados podem ser transformados no domínio x-f\

I Sr Sr J

U«x{k„,ks.,z + Âs,iúJ —> U*x(x,ytz + Δζ,ω)

m

IFFT '

Dsx

*{kx,ky>s — Δζ,ω) —^ Dex(x,yrz — Δζ,ω)

No bloco 609, uma imagem de primários associada a um disparo é gerada com o uso dos primários e um campo de onda de fonte descendente. A imagem de primários pode ser computada com o uso de uma função de correlação cruzada dada por:

1PTiynaries (*>s) = I Sí% Σ> ω)άω <θ)

em que

% = C

Ai é a diferença entre posições de campo de onda horizontal adjacentes;

s(jt,z\ω}έ o campo de onda de fonte descendente extrapolado

da superfície; e

a sobrebarra representa o conjugado complexo.

O campo de onda de fonte descendente 5(5tzfíü} é um campo de onda analiticamente calculado que representa a saída da porção do cam20 po de onda primário a partir da fonte quando a fonte é ativada e se propaga diretamente na formação subterrânea para produzir uma reflexão primária representada pelo campo de onda ascendente υ(χ,Σ,ώ). Alternativamente, a imagem de primárias associadas a um disparo pode ser computada com o uso de uma função de deconvolução dada por:

19627289v1 S (χ,-ζ. oj jb Oj } f I

' —:-——:-diú '' J

Six — jÁxtst ω)5(χ — JAx, zs &>)] 4 a{%tsr oj) em que

«(x.Sj&j) é um parâmetro de estabilização que pode ser incluído para evitar a divisão instável por valores pequenos de s(x*z,&>}.

No bloco 610, uma imagem de múltiplos para o disparo é com

putada com o uso de uma condição de imageamento de deconvolução dada por:

f ΰ*χ(χ,Σ,ω)υ**(χ, z, ω) (Il)

- I t -;

■* -^ξΣ; [£>«■*(x — jÁxtsf ω)Ώβχ(x — JAxt &>)] 4· β(χ,ζ,ω)

em que

βΐϊ,ζ,ω) é um parâmetro de estabilização que pode ser incluído

para evitar a divisão instável por pequenos valores de SssCxiZi &.*}.

No bloco 611, as operações computacionais representadas pelos blocos 604 a 610 são repetidas para dados sísmicos medidos em cada intervalo de disparo da linha de navegação. Quando as imagens de primá15 rios e múltiplos forem computadas para cada disparo ao longo da linha de navegação, o método prossegue para o bloco 612. No bloco 612, as imagens de primários geradas para cada disparo ao longo da linha de navegação são empilhadas (isto é, somadas) para gerar uma imagem de primário de linha de navegação associada à linha de navegação. No bloco 613, as 20 imagens de múltiplos geradas para cada disparo ao longo da linha de navegação são empilhadas (isto é, somadas) para gerar múltiplas imagens de linha de navegação associadas à linha de navegação.

A Figura 7 mostra um exemplo de uma linha de navegação 702 de uma pesquisa com posições de disparo ou posições de ativação de fonte representadas por pontos sólidos, como o ponto 704. Para cada posição de disparo 704 ao longo da linha de navegação 702, uma imagem de primários

19627289v1 e uma imagem de múltiplos são geradas, conforme descrito com referência aos blocos 604 a 610. Os retângulos 706 a 715 representam imagens de primários calculadas para cada um dos disparos ao longo da linha de navegação 702. As imagens de primários podem ser empilhadas 716 ao somar

as coordenadas de pixel correspondentes para obter uma imagem de primários de linha de navegação 718 para a linha de navegação 702. Os retângulos 706 a 715 também podem representar imagens de múltiplos calculadas para cada um dos disparos ao longo da linha de navegação 702. De modo similar, as imagens de múltiplos podem ser empilhadas 716 ao soar as coor10 denadas de pixel correspondentes para obter uma imagem de múltiplos de linha de navegação 718 para a linha de navegação 702.

No bloco 614 da Figura 6, as operações computacionais representadas pelos blocos 603 a 613 são repetidas para os dados sísmicos coletados ao longo de cada linha de navegação da pesquisa. No bloco 615, as 15 imagens de linha de navegação de primários são somadas nas coordenadas de pixel correspondentes para gerar uma imagem de primários compósita. No bloco 616, as imagens de linha de navegação de múltiplos podem ser somadas em coordenadas de pixel correspondentes para gerar uma imagem de múltiplos compósita. No bloco 617, o processamento pós-imagem (ou 20 "pós-processamento") pode ser aplicado separadamente à imagem de primários compósita e à imagem de múltiplos compósita. Pós-processar pode incluir aplicar uma correção de normalização dependente de profundidade. Ruídos de dobra frequentemente resultam de um receptor não uniforme ou cobertura de cabo sísmico flutuante durante a pesquisa, o que pode afetar a 25 iluminação da imagem da formação subterrânea. Por exemplo, quando linhas de navegação adjacentes têm cabos sísmicos flutuantes que se sobrepõem em posição, as imagens podem ter dados redundantes que aumentam a iluminação de imagem. Por outro lado, quando os cabos sísmicos flutuantes estão espaçados de forma muito distante em linhas de navegação adja30 centes, a iluminação pode ser reduzida. Para corrigir aumentos e/ou diminuições na iluminação da imagem, uma correção de normalização dependente de profundidade pode ser aplicada à imagem, que corrige essas variações e

19627289v1 normaliza a iluminação. No bloco 618, a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita podem ser comparadas ou combinadas para gerar uma imagem resultante em 3D da formação subterrânea, conforme dado por:

i«stós Vx > z) - i41sJ * '*·'~ -3 ! * iS^bs ÍA‘zj '1^

em-que

-*■ (Jcs z) é -a -i rnagem-de-primános -composila:

-* (■«.■· z)é-a í mag e m · de mú Itipfos -compôs íía;-e

-+ W1 (xsz) s w2(*,z}são-flltros.

Em uma implantação exemplificadora, (í,z) e Iif2(^z) podem ser escolhidos de forma que a imagem resultante seja a média das imagens de primários e de múltiplos. Em uma implantação alternativa, e

iy2{ífr) podem ser especialmente variáveis. Por exemplo, wJx-,ς) e KA(XiZ) podem ser filtros compatíveis escolhidos para alcançar uma pilha otimizada da imagem de primários compósita e imagens de múltiplos compósitas. No bloco 619, os resultados da imagem 3D /^s84ft4sste(%,z) são armazenados em um dispositivo de armazenamento de dados.

A Figura 8 mostra um diagrama de controle de fluxo para a rotina "corrigir serrilhado espacial" requisitada no bloco 606 da Figura 6. No bloco 801, o campo de onda ascendente Uixi^zi ω) e o campo de onda descendente D (JXfYp Et iei) são suavizados. No bloco 802, o serrilhado espacial no plano xy é corrigido pela interpolação de traços com base nos traços medidos nos receptores. A interpolação é usada para gerar traços não registrados que correspondem ao campo de onda ascendente u(xctycrz.t(ó) e/ou ao campo de onda descendente J3(:rc.tyc>zs^} nos locais (xa,yj em que o campo de onda é subamostrado. Os traços interpolados são gerados a partir de traços gravados. A interpolação é aplicada a cada arranjo de múltiplos cabos sísmicos flutuantes para cada linha de navegação aumentar a amostragem espacial. Os campos de onda suavizados e interpolados são devolvidos.

O método computacional descrito acima com referência à Figura

19627289v1 6 pode ser implantado em tempo real a bordo de uma embarcação de pesquisa enquanto uma pesquisa está sendo conduzida. Por exemplo, as imagens de primários e múltiplos nos blocos 609 e 610 podem ser geradas entre disparos conforme a embarcação de pesquisa percorre uma linha de nave5 gação. Os primários da linha de navegação e as imagens de múltiplos nos blocos 612 e 613 podem ser gerados quando a embarcação de pesquisa termina de percorrer uma linha de navegação. A imagem 3D resultante pode ser gerada imediatamente após a conclusão da pesquisa.

A Figura 9 mostra um exemplo de um sistema de computador generalizado que executa métodos eficientes para gerar imagens 3D de alta resolução de uma formação subterrânea e, portanto, representa um sistema de processamento de dados de análise geofísica. Os componentes internos de muitos sistemas de computador de dimensões pequena, média e grande, assim como sistemas de armazenamento à base de processador especializados podem ser descritos em relação a essa arquitetura generalizada, embora cada sistema particular possa ter muitos componentes adicionais, subsistemas e sistemas paralelos, similares, com arquiteturas similares a essa arquitetura generalizada. O sistema de computador contém uma ou múltiplas unidades de processamento centrais ("CPUs") 902 a 905, uma ou mais memórias eletrônicas 908 interconectadas às CPUs por um barramento de CPU/memória-subsistema 910 ou múltiplos barramentos, uma primeira ponte 912 que interconecta o barramento de CPU/memória-subsistema 910 com barramentos adicionais 914 e 916, ou outros tipos de meios de interconexão de alta velocidade, incluído interconexões em série múltiplas, de alta velocidade. Os barramentos ou interconexões em série, por sua vez, se conectam a CPUs e memória com processadores especializados, como um processador de gráficos 918 e a uma ou mais pontes adicionais 920, que estão interconectadas a ligações em série de alta velocidade ou a múltiplos controladores 922 a 927, como o controlador 927, que fornece acesso a vários tipos diferentes de meio legível por computador, como meio legível por computador 928, visores eletrônicos, dispositivos de entrada e outros tais componentes, subcomponentes e recursos computacionais. Os visores eletrônicos,

19627289v1 incluindo uma tela de exibição visual, alto-falantes de áudio e outras interfaces de saída e os dispositivos de entrada, incluindo mouses, teclados, telas sensíveis ao toque e outras tais interfaces de entrada, constituem interfaces de entrada e saída que permitem que o sistema de computador interaja com 5 usuários humanos. O meio legível por computador 928 é um dispositivo de armazenamento de dados, incluindo memória eletrônica, unidade de disco óptico ou magnético, unidade de USB, memória flash e outros tais dispositivos de armazenamento de dados. O meio legível por computador 928 pode ser usado para armazenar instruções legíveis por máquina que codificam os 10 métodos computacionais descritos acima e pode ser usado para armazenar dados codificados, durante operações de armazenamento e a partir do qual dados codificados podem ser recuperados, durante operações de leitura, por sistemas de computador, sistemas de armazenamento de dados e dispositivos periféricos.

Exemplo

As Figuras 10A a 10G ilustram imagens sísmicas que demonstram a diferença entre imageamento sísmico tridimensional convencional e os métodos de imagem sísmica tridimensional descritos acima. A Figura 10A mostra uma fatia de profundidade de plano xy obtida com o uso de métodos 20 de imageamento convencionais. Note os espaços em branco que correm na direção x, como o espaço em branco 1002. A Figura 10B mostra a mesma fatia de profundidade de plano xy com o uso dos métodos descritos acima. Comparar a imagem na Figura 10A com a imagem na Figura 10B revela que os métodos descritos acima preenchem conteúdo de imagem de espaços 25 em branco que proporcionam uma imagem completa mostrada na Figura 10B. A Figura 10C mostra uma imagem sísmica de uma fatia em linha ao longo de um cabo sísmico flutuante com o uso de imageamento convencional. Note que a superfície subterrânea 1004 mal pode ser identificada na imagem. Por outro lado, a Figura 10D mostra uma imagem sísmica do mes30 mo cabo sísmico flutuante em linha com o uso do método descrito acima. Na Figura 10D, a mesma superfície subterrânea 1006 é claramente identificável. A Figura 10E mostra uma fatia de linha cruzada perpendicular aos cabos

19627289v1 sísmicos flutuantes com o uso de imageamento sísmico convencional. Note que a superfície subterrânea 1008 mal pode ser identificada. Por outro lado, a Figura 10F mostra uma imagem sísmica ao longo da mesma fatia de linha cruzada com o uso dos métodos descritos acima. Na Figura 10F, a mesma superfície subterrânea 1010 é claramente identificável.

Embora a descrição acima tenha sido descrita em termos de modalidades particulares, a mesma não é destinada a ser limitada por essas modalidades. Modificações dentro da essência da descrição serão aparentes para aqueles versados na técnica. Por exemplo, qualquer uma de uma vari10 edade de diferentes implantações de um sistema de imageamento 3D de alta resolução pode ser obtida ao variar qualquer um dos diferentes parâmetros de desenvolvimento e projeto, incluindo linguagem de programação, sistema operacional subjacente, organização modular, estruturas de controle, estruturas de dados e outros parâmetros de projeto e desenvolvimento.

Constata-se que a descrição anterior das modalidades apresen

tadas é fornecida para permitir que qualquer indivíduo versado na técnica produza ou faça uso da presente descrição. Várias modificações a essas modalidades estarão prontamente aparentes àqueles versados na técnica e os princípios genéricos definidos na presente invenção podem ser aplicados 20 a outras modalidades sem que se saia da essência ou escopo da descrição. Portanto, a presente descrição não é destinada a ser limitada às modalidades mostradas no presente documento, mas deve ser concedido à mesma o escopo mais amplo consistente com os princípios e características inovadoras apresentadas no presente documento.

19627289v1

Claims

1. Método para imagear uma região de uma formação subterrânea durante uma pesquisa marinha da formação subterrânea que compreende: ativar uma fonte sísmica; após cada ativação da fonte, receber campos de onda de pressão e campos de onda de velocidade de sensores duplos de cabos sísmicos flutuantes rebocados por uma embarcação de pesquisa ao longo das linhas de navegação da pesquisa; realizar a separação de campo de onda nos campos de onda de pressão e nos campos de onda de velocidade para gerar campos de onda ascendentes e campos de onda descendentes; e gerar uma imagem de primários e uma imagem de múltiplos separada dos campos de onda ascendentes e descendentes; e empilhar as imagens de primários para gerar uma imagem de primários de linha de navegação e as imagens de múltiplos para gerar uma imagem de múltiplos de linha de navegação após percorrer cada linha de navegação da pesquisa; empilhar as imagens de linha de navegação de primários para gerar uma imagem de primários compósita e as imagens de linha de navegação de múltiplos para gerar uma imagem de múltiplos composta; e combinar a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita para gerar uma imagem tridimensional resultante da região da formação subterrânea.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, que compreende, ainda, armazenar a imagem tridimensional resultante em um ou mais dispositivos de armazenamento de dados.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o campo de onda de velocidade compreende ainda um campo de onda de velocidade vertical.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, em que realizar a separação de campo de onda compreende ainda transformar os campos de onda de pressão e campos de onda de velocidade vertical, a partir do domínio espaço-temporal para o domínio de número de onda-frequência e realizar separação de campo de onda no domínio de número de ondafrequência.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, em que gerar a imagem de primários compreende ainda aplicar uma função de correlação cruzada de um campo de onda de fonte descendente que aproxima um campo de onda primário emitido a partir da fonte e o campo de onda ascendente.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, em que gerar a imagem de primários compreende ainda aplicar uma função de deconvolução de um campo de onda de fonte descendente que aproxima um campo de onda primário emitido a partir da fonte e o campo de onda ascendente.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, em que gerar a imagem de múltiplos compreende ainda aplicar uma função de deconvolução do campo de onda ascendente e do campo de onda descendente.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, em que gerar a imagem de primários e a imagem de múltiplos compreende, ainda transformar os campos de onda ascendentes e descendentes a partir de um domínio de número de onda-frequência para um domínio de espaço-frequência; e extrapolar os campos de onda ascendentes e campos de onda descendentes em relação à profundidade no domínio de espaço-frequência.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita compreendem, ainda, convolver a imagem de primários compósita com um primeiro filtro e a imagem de múltiplos compósita com um segundo filtro, sendo o primeiro e o segundo filtros selecionados para otimizar o empilhamento da imagem de primários compósita e imagens de múltiplos compósitas

10. Método de acordo com a reivindicação 1, que compreende, ainda, pós-processar a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita para corrigir o receptor não uniforme ou cobertura de cabo sísmico flutuante da formação subterrânea durante a pesquisa.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, em que as linhas de navegação compreendem ainda uma dentre linhas de navegação retas, linhas de navegação curvas, linhas de navegação circulares ou linhas de navegação não lineares.

12. Sistema de computador para processar dados sísmicos obtidos a partir de uma pesquisa marinha de uma formação subterrânea, o sistema compreendendo: um ou mais processadores; um ou mais dispositivos de armazenamento de dados; e uma rotina armazenada em um ou mais de um ou mais dispositivos de armazenamento de dados e executados por um ou mais processadores, a rotina direcionada a para cada linha de navegação da pesquisa marinha, para cada disparo a partir de uma fonte sísmica ao longo de uma linha de navegação, receber campos de onda de pressão e campos de onda de velocidade; realizar a separação de campo de onda nos campos de onda de pressão e nos campos de onda de velocidade para gerar campos de onda ascendentes e campos de onda descendentes; e gerar uma imagem de primários e uma imagem de múltiplos separada dos campos de onda ascendentes e descendentes; e empilhar as imagens de primários para gerar uma imagem de primários de linha de navegação e as imagens de múltiplos para gerar uma imagem de múltiplos de linha de navegação; empilhar as imagens de linha de navegação de primários para gerar uma imagem de primários compósita e as imagens de linha de navegação de múltiplos para gerar uma imagem de múltiplos composta; combinar a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita para gerar uma imagem tridimensional resultante de uma região da formação subterrânea; e armazenar a imagem tridimensional resultante em um ou mais 19627289v1 dispositivos de armazenamento de dados.

13. Sistema de acordo com a reivindicação 12, em que o campo de onda de velocidade compreende ainda um campo de onda de velocidade vertical.

14. Sistema de acordo com a reivindicação 12, em que realizar a separação de campo de onda compreende ainda transformar os campos de onda de pressão e campos de onda de velocidade vertical do domínio espaço-temporal para o domínio de número de onda-frequência e realizar a separação de campo de onda no domínio de número de onda-frequência.

15. Sistema de acordo com a reivindicação 12, em que gerar a imagem de primários compreende ainda aplicar uma função de correlação cruzada de um campo de onda de fonte descendente que aproxima um campo de onda primário emitido a partir da fonte e do campo de onda ascendente.

16. Sistema de acordo com a reivindicação 12, em que gerar a imagem de primários compreende ainda aplicar uma função de deconvolução de um campo de onda de fonte descendente que aproxima um campo de onda primário emitido a partir da fonte e o campo de onda ascendente.

17. Sistema de acordo com a reivindicação 12, em que gerar a imagem de múltiplos compreende, ainda, aplicar uma função de deconvolução do campo de onda ascendente e do campo de onda descendente.

18. Sistema de acordo com a reivindicação 12, em que gerar a imagem de primários e a imagem de múltiplos compreende, ainda: transformar os campos de onda ascendentes e descendentes de um domínio de número de onda-frequência em um domínio de espaçofrequência; e extrapolar os campos de onda ascendentes e os campos de onda descendentes em relação à profundidade no domínio de espaçofrequência.

19. Sistema de acordo com a reivindicação 12, em que a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita compreendem ainda convolver a imagem de primários compósita com um primeiro filtro e a imagem de múltiplos compósita com um segundo filtro, sendo o primeiro e o segundo filtros selecionados para otimizar o empilhamento da imagem de primários compósita e das imagens de múltiplos compósitas.

20. Sistema de acordo com a reivindicação 12, que compreende ainda pós-processar a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita para corrigir pelo receptor não uniforme ou cobertura de cabo sísmico flutuante da formação subterrânea durante a pesquisa.

21. Sistema de acordo com a reivindicação 12, em que as linhas de navegação compreendem ainda uma das linhas de navegação retas, Iinhas de navegação curvas, linhas de navegação circulares ou linhas de navegação não lineares.

22. Meio legível por computador físico que tem instruções legíveis por máquina codificadas no mesmo para habilitar um ou mais processadores de um sistema de computador para realizar as operações para cada linha de navegação de uma pesquisa marinha, para cada disparo de uma fonte sísmica ao longo de uma linha de navegação, receber campos de onda de pressão e campos de onda de velocidade; realizar a separação de campo de onda nos campos de onda de pressão e nos campos de onda de velocidade para gerar campos de onda ascendentes e campos de onda descendentes; e gerar uma imagem de primários e uma imagem de múltiplos separada dos campos de onda ascendentes e descendentes; e empilhar as imagens de primários para gerar uma imagem de primários de linha de navegação e as imagens de múltiplos para gerar uma imagem de múltiplos de linha de navegação; empilhar as imagens de linha de navegação de primários para gerar uma imagem de primários compósita e as imagens de linha de navegação de múltiplos para gerar uma imagem de múltiplos composta; combinar a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita para gerar uma imagem tridimensional resultante de uma região da formação subterrânea; e armazenar a imagem tridimensional resultante em um ou mais dispositivos de armazenamento de dados.

23. Meio de acordo com a reivindicação 22, em que o campo de onda de velocidade compreende, ainda, um campo de onda de velocidade vertical.

24. Meio de acordo com a reivindicação 22, em que realizar a separação de campo de onda compreende ainda transformar os campos de onda de pressão e campos de onda de velocidade vertical, a partir do domínio espaço-temporal em domínio de número de onda-frequência e realizar a separação de campo de onda no domínio de número de onda-frequência.

25. Meio de acordo com a reivindicação 22, em que gerar a imagem de primários compreende ainda aplicar uma função de correlação cruzada de um campo de onda de fonte descendente que aproxima um campo de onda primário emitido a partir da fonte e do campo de onda ascendente.

26. Meio de acordo com a reivindicação 22, em que gerar a imagem de primários compreende ainda aplicar uma função de deconvolução de um campo de onda de fonte descendente que aproxima um campo de onda primário emitido a partir da fonte e do campo de onda ascendente.

27. Meio de acordo com a reivindicação 22, em que gerar a imagem de múltiplos compreende ainda aplicar uma função de deconvolução do campo de onda ascendente e do campo de onda descendente.

28. Meio de acordo com a reivindicação 22, em que gerar a imagem de primários e a imagem de múltiplos compreende, ainda: transformar os campos de onda ascendentes e descendentes a partir de um domínio de número de onda-frequência em um domínio de espaço-frequência; e extrapolar os campos de onda ascendentes e os campos de onda descendentes em relação à profundidade no domínio de espaçofrequência.

29. Meio de acordo com a reivindicação 22, em que a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita compreendem 19627289v1 ainda convolver a imagem de primários compósita com um primeiro filtro e a imagem de múltiplos compósita com um segundo filtro, sendo que o primeiro e o segundo filtros são selecionados para otimizar o empilhamento da imagem de primários compósita e das imagens de múltiplos compósitas.

30. Meio de acordo com a reivindicação 22, que compreende ainda pós-processar a imagem de primários compósita e a imagem de múltiplos compósita para corrigir pelo receptor não uniforme ou cobertura de cabo sísmico flutuante da formação subterrânea durante a pesquisa.

31. Meio de acordo com a reivindicação 22, em que as linhas de navegação compreendem ainda uma dentre as linhas de navegação retas, linhas de navegação curvas, linhas de navegação circulares ou linhas de navegação não lineares.