BR102014005849A2

BR102014005849A2 - REGULARIZAÇÃO DE CAMPO DE ONDA POR DECOMPOSIÇÃO DE CAMPO DE ONDA 3d PARA DADOS GEOFÍSICOS

Info

Publication number: BR102014005849A2
Application number: BRBR102014005849-4A
Authority: BR
Inventors: Roald Gunnar Van Borselen; Robertus F Hegge
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2013-03-15
Filing date: 2014-03-13
Publication date: 2014-12-02
Also published as: EP2778717A3; AU2014201515A1; EP2778717A2; SG10201400607SA; AU2014201515B2; MX2014003202A; US9322944B2; MX346254B; US20140278114A1

Abstract

RESUMO Patente de Invenção: "REGULARIZAÇÃO DE CAMPO DE ONDA POR DECOMPOSIÇÃO DE CAMPO DE ONDA 3d PARA DADOS GEOFÍSICOS". A presente invenção refere-se a uma modalidade se refere a um método de regularização de campo de onda para aquisição de dados geofísicos de dados geofísicos sísmicos. Os traços medidos são obtidos a partir de um conjunto de sensores. Para cada ponto de grade em uma grade de processamento, os traços de melhor encaixe dos traços medidos são encontrados. Utilizando-se os traços de melhor encaixe, as amplitudes espectrais dos campos de onda descendente e ascendente são computadas. Os campos de onda descendentes e ascendentes são subsequentemente transformados em uma grade de saída em um domínio de espaço e tempo. Outra modalidade se refere a um aparelho para a regularização de campo de onda de aquisição de dados geofísicos. Outras modalidades, aspectos e características também são descritos

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "REGULARIZAÇÃO DE CAMPO DE ONDA POR DECOMPOSIÇÃO DE CAMPO DE ONDA 3d PARA DADOS GEOFÍSICOS".

Referência Cruzada a Pedidos Relacionados [0001] Esse pedido reivindica os benefícios do pedido provisório No. 61/790.069, depositado em 15 de março de 2013, a descrição do qual é incorporada aqui por referência.

Antecedentes da Invenção [0002] Na exploração sísmica, os dados sísmicos podem ser adquiridos pela impressão de energia acústica à Terra perto de sua superfície, e a detecção de energia acústica que é refletida a partir dos limites entre as diferentes camadas de uma formação rochosa de sub-superfície. A energia acústica é refletida quando existe uma diferença na impedância acústica entre as camadas adjacentes a um limite. Sinais representando a energia acústica detectada são interpretados para inferir estruturas e composição das estruturas de formação rochosa de subsuperfície, para, dessa forma, auxiliar na identificação e produção de hidrocarbonetos. [0003] Na exploração sísmica marinha, uma fonte de energia sísmica, tal como uma pistola de ar, ou um conjunto de pistola de ar, vi-brador marinho, ou um conjunto de vibradores marinhos, é tipicamente utilizada para imprimir a energia acústica nas formações abaixo do fundo da água. A fonte é acionada em uma profundidade selecionada na água, tipicamente enquanto a fonte está sendo rebocada por uma embarcação. A mesma embarcação ou outra embarcação diferente reboca um ou mais cabos de sensor sísmico, chamados cordões, na água. Geralmente o cordão se estende atrás da embarcação ao longo da direção na qual o cordão é rebocado. Tipicamente, um cordão inclui uma pluralidade de receptores ou sensores, tal como hidrofones, por exemplo, dispostos no cabo em posições espaçadas conhecidas ao longo do cabo. Hidrofones são sensores que geram um sinal ótico ou elétrico correspondente à pressão da água ou ao gradiente de tempo de pressão na água. A embarcação que reboca um ou mais cordões inclui tipicamente equipamento de gravação para fazer um registro, indexado com relação ao tempo, de sinais gerados pelos receptores em resposta à energia acústica detectada. O registro de sinais pode ser processado para inferir estruturas de e composições de formações terrestres abaixo das localizações nas quais a pesquisa sísmica é realizada.

Breve Descrição dos Desenhos [0004] A invenção e suas vantagens podem ser mais facilmente compreendidas por referência à descrição detalhada a seguir e aos desenhos em anexo, nos quais: A FIG. 1 ilustra em vista transversal uma disposição ilustrativa para aquisição de dados geofísicos de acordo com uma modalidade da invenção; A FIG. 2 apresenta um subdomínio homogêneo limitado por duas interfaces de superfície de acordo com uma modalidade da invenção;

As FIGS. 3A e 3B fornecem um fluxograma de um método ilustrativo de regularização de campo de onda por decomposição de campo de onda 3D para aquisição de dados geofísicos de acordo com uma modalidade da invenção; A FIG. 4 ilustra um exemplo simplificado de um aparelho de computador que pode ser utilizado na realização das etapas do método das FIGS. 3A e 3B de acordo com uma modalidade da invenção. [0005] Enquanto a invenção será descrita com relação a uma ou mais modalidades, será compreendido que a invenção não está limitada a isso. Ao contrário, a invenção deve cobrir todas as alternativas, modificações e equivalências que possam ser incluídas no escopo da invenção, como definido pelas reivindicações em anexo.

Descrição Detalhada [0006] A presente descrição fornece um método que combina de forma vantajosa a decomposição de campo de onda 3D e regulariza- ção de campo de onda 3D para dados geofísicos que podem ter sido amostrados de forma irregular. O método pode lidar com critérios de aliasing de uma forma direta e automática. [0007] A FIG. 1 ilustra em vista transversal uma disposição ilustrativa para a aquisição de dados geofísicos de acordo com uma modalidade da invenção. Uma embarcação de pesquisa sísmica 10 move ao longo da superfície 12 de um corpo de água 11 tal como um lago, mar ou oceano. [0008] A embarcação 10 pode incluir um sistema de contro-le/gravação 15A/15B. O sistema de controle 15A e o sistema de gravação 15B podem ser sistemas separados que comunicam dados entre si, ou podem ser subsistemas de um sistema integrado. O sistema de controle 15A pode acionar seletivamente uma ou mais subfontes de energia sísmica de uma fonte sísmica marinha 18, enquanto o sistema de gravação 15B pode registrar os sinais gerados pelos sensores (receptores) 20 em resposta à energia sísmica impressa à água 11 e, dessa forma, às formações de material subterrâneo (por exemplo, formações rochosas) abaixo do fundo da água. O sistema de gravação 15B pode ser adicionalmente configurado para determinar e registrar as posições geodésicas da fonte de energia sísmica 18 e a pluralidade de sensores 20 em qualquer momento determinado. [0009] A embarcação 10 também ilustra o reboque de um conjunto de cordão sísmico 19 abaixo da superfície 12 da água 11.0 conjunto de cordão pode ter um ou mais cordões deslocados um do outro em uma direção lateral (aproximadamente uma linha cruzada). Cada cordão pode ter múltiplos sensores espaçados 20 no mesmo em uma direção longitudinal (aproximadamente em linha). (A FIG. 1 apresenta um cordão do conjunto de cordões 19). [0010] Em uma modalidade ilustrativa, os sensores 20 podem ser sensores de múltiplos componentes que percebem a pressão, movimento de partícula tridimensional (3D) e/ou ambos a pressão e o movimento de partícula. O movimento de partícula 3D pode ser percebido utilizando-se acelerômetros microeletromecânicos, triaxiais, por exemplo. Os dados de medição dos sensores 20 podem ser enviados para, ou obtidos pelo sistema de gravação 15B. [0011] De acordo com uma modalidade da invenção, um produto de dados geofísicos pode ser produzido. O produto de dados geofísi-cos pode incluir dados geofísicos processados utilizando-se a técnica descrita aqui e armazenados em um meio legível por computador tangível, não transitório. O produto de dados geofísico pode ser produzido offshore (isso é, pelo equipamento em uma embarcação) ou na costa (isso é, em uma instalação em terra) dentro dos Estados Unidos ou em outro país. Se o produto de dados geofísicos for produzido fora da costa ou em outro país, pode ser importando na costa para uma instalação nos Estados Unidos. Uma vez em terra nos Estados Unidos, a a-nalise geofísica pode ser realizada no produto de dados. [0012] A FIG. 2 apresenta um subdomínio homogêneo limitado por duas interfaces de superfície de acordo com uma modalidade da invenção. De acordo com a FIG. 2, considerem-se duas interfaces de superfície 3D0 e dD^ e assume-se que o meio no domínio D entre essas interfaces seja homogêneo com os parâmetros constitutivos pek para sua densidade e capacidade de compressão, respectivamente. O sistema de coordenadas Cartesianas espacial que é utilizado pode ter dimensões denotadas x^ x2 e x3, onde Xí éo eixo geométrico horizontal na direção em linha, x2 é o eixo geométrico horizontal na direção de linha cruzada e x3 é o eixo geométrico vertical indicando a profundidade. [0013] Adicionalmente, assume-se que as interfaces 3D0 e dD^ não se sobrepõem. Em outras palavras, como ilustrado na FIG. 2, o valo máximo de profundidade na interface superior 3D0, denotado x(0)3,max, é inferior a (isso é, mais raso que) o valor máximo da profundidade na interface inferior OD^ denotado x(1)3,min· De acordo com essa consideração, existe sempre um plano horizontal em x3 = xR3 de modo que Y(°) ^ YR ^ ?(? 3,max < ? 3 < ? 3,min- [0014] Enquanto duas superfícies 9D0 e 9Di para derivar a solução acima, nossa aquisição de dados precisa registrar apenas os dados em uma única superfície. Dessa forma, considere-se para a aquisição de dados geofísicos, que a interface 3D1 represente a superfície definida pelos sensores do conjunto de cordão 19. [0015] De acordo com o acima, considere-se que o campo de onda de pressão p no plano horizontal x3 = xR3. Como ilustrado na equação (1) abaixo, o campo de onda de pressão pode ser separado em um componente descendente pdowne um componente ascendente pup. onde o parâmetro Laplace complexo s = jco. As contrapartes espectrais (isso é, transformações Fourier), pdownepup, são fornecidos por: [0016] Nas equações acima (2) e (3), jsoq é o parâmetro Fourier espectral em linha, jsa2 é o parâmetro Fourier espectral em linha cruzada, esréo coeficiente de propagação vertical. [0017] Requerentes notam que ambas a amplitude pdown do componente de campo de onda descendente e a amplitude pup do campo de onda ascendente podem ser consideradas como consistindo de contribuições de fonte de superfície na interface de superfície inferior 9D1 apenas. Essas amplitudes podem ser expressas por: e [0018] Nas equações acima (4) e (5), o campo de onda de vetor de velocidade de partícula é fornecido por %, e os integrais são tirados através das áreas da interface de superfície inferior dD^. [0019] Para fins de finalização, o par de transformações Fourier especial {F, F'1} da função ü é definido como segue: onde {oc^ oc2} são os componentes horizontais do vetor de lentidão angular a, definido em termos de seus componentes Cartesianos, a = + a2\2 + oc3 Í3 (8) [0020] onde ? pode ser complexo, mas sa é sempre considerado real. Aqui, u = u(x,t) representa o campo de onda escalar e ü = ü(x, s) denota sua transformação Laplace de tempo. [0021] Com referência novamente às equações (4) e (5), as amplitudes espectrais podem ser computadas utilizando-se essas equações. Como pode ser observado a partir da Equação (4), a amplitude espectral para o campo de onda descendente pode ser obtida através de um operador de domínio misto, onde um integral é computado através da superfície de aquisição dA, que se encontra na superfície superior 3D0. De forma similar, como pode ser observado a partir da Equação (5), a amplitude espectral para o campo de onda ascendente pode ser obtida através de um operador de domínio misto, onde um integral é computado através da superfície de aquisição dA, que se encontra na superfície inferior 3D!. [0022] Para as amplitudes espectrais estarem livres de efeitos de aliasing especial, os campos de onda medidos í\{x, s) e p(x, s) precisam ser conhecidos ou encontrados em uma grade suficientemente densa. [0023] Na aquisição convencional, a amostragem desses campos de onda é frequentemente suficientemente densa na direção paralela à direção de linha de velejo (em linha), por exemplo, na direção do vetor i1, onde X = X! ii + x2 i2 + X3 Í3 (9) [0024] No entanto, na mesma superfície de aquisição na direção de linha cruzada perpendicular a \u isso é, na direção i2, a medição é frequentemente disponível apenas em uma grade muito mais aproximada. Em outras palavras, nem todos os pares de traços necessários são prontamente disponíveis a partir de uma aquisição de dados sísmicos marinhos. [0025] A presente descrição fornece uma solução de decomposição de campo de onda de 3D utilizando as expressões de amplitude espectral para os campos de onda ascendente e descendente nas e-quações (4) e (5) acima. De acordo com uma modalidade da invenção, as amplitudes são computadas no domínio espectral para todos os coeficientes espectrais horizontais. Esses campos de onda espectrais podem então ser transformados de volta para o domínio de espaço e tempo, para qualquer grade de saída de preferência utilizando as e-quações (6) e (7) acima. Como tal, a regularização 3D também é fornecida para qualquer grade de saída preferida. [0026] As FIGS. 3A e 3B fornecem um fluxograma de um método ilustrativo 300 de regularização de campo de onda por decomposição de campo de onda 3D para aquisição de dados geofísicos de acordo com uma modalidade da invenção. A aquisição de dados geofísicos pode ser realizada, por exemplo, utilizando-se uma disposição tal como descrito acima com relação à FIG. 1. As etapas de processamento de dados no método 300 das FIGS. 3A e 3B podem ser realizadas, por exemplo, utilizando-se um sistema de computador em uma instalação de processamento de dados. [0027] De acordo com o bloco 302, os traços medidos de dados sísmicos podem ser obtidos a partir de conjuntos de sensores. Por e-xemplo, o conjunto de sensores 19 apresentado na FIG. 1 pode ser utilizado para obter dados sísmicos. [0028] Em uma modalidade, os dados sísmicos podem ser expressos em termos de valores para xCMP, yCMP, h, ? e t, onde os dados sísmicos adquiridos são transformados para esse formato, se necessário. Aqui, CMP (Ponto Intermediário Comum) define as posições x e y da localização intermediária entre os locais fonte e receptor para o traço e serão referidos como coordenadas CMP. Adicionalmente, x e y são coordenadas ortogonais em uma grade de processamento, tipicamente orientada de modo que x esteja na direção em linha e y esteja na direção de linha cruzada da pesquisa sísmica (isso é, x corresponde a X! e y corresponde a x2), apesar de essa orientação poder ser definida por usuário. Azimute, ?, pode ser definido como o ângulo entre a direção de aquisição de dados (tipicamente, a linha de velejo ou a direção em linha na aquisição de dados marinhos), e a linha reta entre as localizações fonte e de receptor. O desvio, h, pode ser definido como a diferença total entre as localizações fonte e receptor para o traço individual. O tempo de chegada, t, pode ser definido como o momento em que um evento é gravado no traço. [0029] De acordo com o bloco 306, uma grade de processamento espacial (entrada) R2 pode ser selecionada ou determinada. Em uma modalidade ilustrativa, a grade de processamento espacial R2 precisa não ser "regular". Em outras palavras, a grade de entrada não precisa ter pontos de grade espaçados homogeneamente em intervalos periódicos ao longo das direções X! e x2 em um plano horizontal. Ao invés disso, a grade de entrada pode ser uma grade semirregular especificada por usuário. De acordo com uma modalidade da invenção, a densidade dos pontos de grade é selecionada ou determinada de modo que a grade de entrada seja suficientemente densa em comparação com a grade de saída eventual de modo a evitar aliasing espacial. [0030] De acordo com os blocos 308 a 316, o processamento é realizado para reconstruir todos os traços necessários (desejados) nas equações (4) e (5) acima a partir dos traços de "melhor encaixe" ou "mais próximos" nos dados sísmicos adquiridos. Como descrito abaixo, as etapas de blocos 308 a 316 podem reconstruir os traços desejados sem contar as diferenças de azimute. [0031] De acordo com o bloco 308, um ponto de grade da grade de entrada pode ser selecionado para processamento. Como descrito abaixo, o processamento para o ponto de grade selecionado pode incluir etapas de processamento indicadas nos blocos 309, 310 e 314. [0032] De acordo com o bloco 309, um traço desejado no ponto de grade selecionado pode ser determinado para a interface inferior OD^ Os parâmetros xCMP, yCMP, h e ? para o traço desejado podem ser determinados de acordo com a posição do ponto de grade selecionado com relação à posição da fonte. [0033] Os traços desejados com posições x e y CMP corretas, desvio h e azimute ? são frequentemente ausentes no conjunto de traços adquiridos. Dessa forma, os traços de melhor encaixe precisam ser encontrados e ajustados de acordo. [0034] De acordo com o bloco 310, o traço de "melhor encaixe" ou "mais próximo" dos dados sísmicos medidos utilizando-se o conjunto 19 pode ser encontrado para o traço desejado no ponto de grade selecionado. O traço de melhor encaixe pode ser encontrado pela minimi-zação da função ?. Em uma modalidade, a função ? pode ser expressa como: onde ?, ? e ? podem ser definidos por usuário ou fatores de ponderação predeterminados, e subscritos bed denotam o melhor encaixe e os traços desejados, respectivamente. [0035] A aquisição de dados convencional tem por objetivo frequentemente uma distribuição de fontes e receptores de modo que um traço esteja disponível para a combinação de cada compartimento CMP e compartimento desviado, onde um compartimento CMP contém uma faixa pequena de localizações x e y CMP e um compartimento desviado contém uma faixa pequena de desvios h. Nesse caso, a- penas um azimute ? pode estar disponível para a combinação de compartimento CMP e compartimento desviado, cada traço possuindo seu próprio azimute ?. [0036] De acordo com uma modalidade da invenção, em qualquer um dos casos discutidos acima (com um ou múltiplos azimutes por combinação de compartimento), o traço de melhor encaixe pode ser encontrado utilizando-se a Equação (11) abaixo: que difere da Equação (10) visto que o termo de diferença final em a-zimute ? está faltando. Utilizando-se a Equação (11), o traço de melhor encaixe pode ser encontrado pela minimização da diferença como uma soma ponderada das diferenças em locais x e y CMP e desvios h, enquanto se ignora o azimute ?. [0037] De acordo com o bloco 314a, depois de se encontrar o traço de melhor encaixe a partir dos dados sísmicos medidos, uma movimentação para fora diferencial pode ser aplicada a esse traço de dados a fim de corrigir a diferença de desvio entre o traço desejado na interface inferior dD^ e o traço de melhor encaixe a partir dos dados sísmicos medidos. Esse operador diferencial corrige apenas as diferenças de desvio; não corrige a diferença em azimute, a diferença nas coordenadas CMP x e y, ou diferenças de temporização dependentes de imersão relacionadas com o desvio, entre o traço desejado e o traço de melhor encaixe. Depois da movimentação de saída diferencial, o traço de melhor encaixe pode ser referido como um traço de desvio corrigido. [0038] De acordo com o bloco 316, uma determinação pode ser feita quanto ao fato de existirem mais pontos de grade a serem processados. Se for esse o caso, o método 300 pode voltar para o bloco 308 de modo a selecionar e processar um próximo ponto de grade da grade de entrada. Se não, o método 300 pode mover para o bloco 322. [0039] De acordo com os blocos 322 a 326, a correção pode ser feita para as diferenças de azimute entre os traços desejados e os traços de melhor encaixe. Isso pode ser realizado utilizando-se correções com base em imersão que podem ser determinadas e aplicadas por traço e por amostra para azimute, coordenadas CMP, e diferenças de desvio relacionadas. As correções com base em imersão podem estar de acordo com as correções com base em imersão para a reconstrução de dados descrita na publicação do pedido de patente U.S. No. 2011/0178715, a descrição da qual é incorporada aqui por referência. [0040] A correção com base em imersão pode ser computada para os traços de desvio corrigido e desejados com base na informação de imersão local, e as correções podem então ser aplicadas aos traços de desvio corrigido em cada amostra. A informação de imersão local se refere à geologia local e é predeterminada ou determinada durante a aplicação do esquema de reconstrução para os dados localmente disponíveis. Visto que as correções são determinadas e então aplicadas por traço, e por amostra, o método 300 se torna computacionalmente eficiente. As imersões podem ser determinadas a partir de qualquer subconjunto adequado de volume de dados adquirido total, tal como, por exemplo, de volumes de desvio comum. Essas determinações geram um volume de estimativa de imersão. [0041] Note-se que a imersão se refere à inclinação entre dois trilhos adjacentes no coletor do mesmo evento sísmico. A imersão pode ser medida como uma razão entre uma diferença de tempo e uma diferença de espaço (análogos a dt/dx). A imersão pode ser decomposta em dois componentes, orientados ao longo dos eixos geométricos x e y da grade de processamento sendo utilizada. Apesar de um evento de imersão ser geralmente não horizontal, um evento horizontal não está excluído. [0042] De acordo com o bloco 322, um ponto de grade da grade de entrada pode ser selecionado para a correção com base em imersão a ser aplicada. De acordo com o bloco 324, a correção com base em imersão pode então ser aplicada ao traço de desvio corrigido para o ponto de grade selecionado. Depois da correção com base em imersão, o traço de melhor encaixe pode ser referido como um traço de azimute corrigido. [0043] De acordo com o bloco 326, uma determinação pode ser feita quanto ao fato de haver mais pontos de grade a serem processados. Se for esse o caso, o método 300 pode voltar para o bloco 322 de modo a selecionar um próximo ponto de grade para a aplicação da correção com base em imersão. Se não, o método 300 pode mover para os blocos 332a e 332b. [0044] Note-se que não é necessariamente exigida a computação de uma correção de imersão separada para cada traço desejado a ser reconstruído. Em uma modalidade alternativa, ao invés de se computar as correções de imersão para cada ponto de grade na grade de processamento, as correções de imersão podem ser computadas para os pontos de grade em uma grade esparsa que é menos densa do que a grade de processamento. As correções de imersão para os pontos de grade intermediários podem então ser estimados pela interpolação entre as correções de imersão na grade esparsa. [0045] De acordo com o bloco 332a, as amplitudes espectrais do campo de onda descendente na superfície inferior 3D! podem ser computadas utilizando-se os traços de azimute corrigido a partir dos dados sísmicos medidos. De forma similar, de acordo com o bloco 332b, as amplitudes espectrais do campo de onda ascendente na superfície inferior dD^ podem ser computadas utilizando-se traços de a-zimute corrigido a partir dos dados sísmicos medidos. Essas computações podem ser realizadas de Codó com as Equações (4) e (5), respectivamente. [0046] Depois que todas as amplitudes espectrais descendentes foram computadas de acordo com o bloco 332a, uma transformação pode ser realizada de acordo com o bloco 334a para transformar o campo de onda descendente em uma grade de saída no domínio de espaço e tempo. De forma similar, depois que todas as amplitudes es- pectrais ascendentes foram computadas de acordo com o bloco 332b, uma transformação pode ser realizada de acordo com o bloco 334b para transformar o campo de onda ascendente para a grade de saída em domínio de espaço e tempo. A grade de saída pode ser selecionada como sendo uma grade regular. Aliasing pode ser evitado pela definição previa da grade de entrada para garantir que haja componentes de amplitude espectral suficientes de modo que a transformação retroativa para a grade de saída possa ser realizada sem artefatos de aliasing. [0047] As transformações (334a e 334b) de volta para o domínio de espaço e tempo podem ser realizadas utilizando-se as Equações (6) e (7). Em particular, os campos de onda espectral pdown e pup das Equações (2) e (3) podem ser transformados em campos de onda espacial Pd0wn e pup, respectivamente, utilizando-se a Equação (7). Como resultado disso, os campos de onda de pressão decomposta regularizados são obtidos. [0048] A FIG. 4 ilustra um exemplo simplificado de um aparelho de computador 400 que pode ser utilizado nas etapas de realização do método 300 das FIGS. 3A e 3B de acordo com uma modalidade da invenção. O aparelho de computador 400 pode ser configurado com instruções executáveis de modo a realizar os métodos de processamento de dados descritos aqui. Essa FIG. ilustra apenas um exemplo de um computador que pode ser utilizado para realizar os métodos de processamento de dados descritos aqui. Outros tipos de computadores também podem ser empregados, tal como computadores de multi-processador, computadores servidores, computação cloud através de uma rede de computadores, e assim por diante. [0049] O aparelho de computador 400 pode incluir um computador 401, tal como os de Intel Corporation, de Santa Clara, Califórnia, por exemplo. O aparelho de computador 400 pode ter um sistema de bar-ramento 403 interconectando de forma comunicativa seus vários componentes. O aparelho de computador 400 pode incluir um ou mais dis- positivos de registro de usuário 402 (por exemplo, teclado, mouse), um monitor de exibição 404 (por exemplo, LCD, monitor de painel plano, CRT), uma interface de rede de computador 405 (por exemplo, adaptador de rede, modem) e um sistema de armazenamento de dados que pode incluir um ou mais dispositivos de armazenamento de dados 406 (por exemplo, disco rígido, memória de estado sólido, acionador de disco ótico, memória USB) e uma memória principal 410 (por e-xemplo, RAM). [0050] No exemplo ilustrado nessa FIG., a memória principal 410 inclui um código executável 412 e dados 414 armazenados no mesmo. O código executável 412 pode compreender componentes de código de programa legível por computador (isso é, software) que podem ser carregados a partir do dispositivo de armazenamento de dados 406 para a memória principal 410 para execução pelo processador 401. Em particular, o código executável 412 pode ser configurado para realizar as etapas implementadas por computador nos métodos descritos aqui. [0051] Enquanto a invenção foi descrita com relação a um número limitado de modalidades, os versados na técnica, tendo o benefício dessa descrição, apreciarão que outras modalidades podem ser vislumbradas que não se distanciam do escopo da invenção como descrito aqui. De acordo, o escopo da invenção deve ser limitado apenas pelas reivindicações em anexo.

Claims

1. Método de regularização de comprimento de onda para aquisição de dados geofísicos, o método caracterizado pelo fato de que compreende: a obtenção de traços medidos, os traços medidos incluindo traços medidos a partir de um conjunto de sensores; a descoberta, para cada ponto de grade em uma grade de processamento, dos traços de melhor encaixe dos traços medidos; a computação de amplitudes espectrais dos campos de onda descendentes e ascendentes utilizando-se os traços de melhor encaixe; e a transformação dos campos de onda descendente e ascendentes para uma grade de saída em um domínio de espaço e tempo.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o conjunto de sensores é rebocado durante a aquisição.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os sensores são sensores de múltiplos componentes que medem a pressão e as velocidades de partículas.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: a determinação, para cada ponto de grade na grade de processamento de um traço desejado em uma superfície que corresponde ao conjunto de sensores.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que a descoberta dos traços de melhor encaixe compreende a minimização de uma soma ponderada das diferenças entre os parâmetros para os traços de melhor encaixe e os traços desejados.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a soma ponderada de diferenças inclui diferenças nas distâncias de ponto intermediário comum nas direções de linha cruzada e em linha e uma diferença nos desvios.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: a aplicação de movimentações de saída diferencial para os traços de melhor encaixe para obtenção de traços de desvio corrigido.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: a aplicação da correção com base em imersão aos traços de desvio corrigido para obtenção de traços de azimute corrigido.

9. Aparelho para a regularização de campo de onda de dados geofísicos, o aparelho caracterizado pelo fato de que compreende: a memória configurada para armazenar o código executável por processador e os dados; um processador configurado para executar o código legível por computador de modo a modificar os dados; um código legível por computador para obtenção de traços medidos, os traços medidos incluindo traços medidos a partir de um conjunto de sensores; um código legível por computador para encontrar, para cada ponto de grade de uma grade de processamento, os traços de melhor encaixe dos traços medidos a partir dos conjuntos de sensores; um código legível por computador para computar as amplitudes espectrais dos campos de onda descendentes e ascendentes utilizando traços de melhor encaixe; e um código legível por computador para transformar os campos de onda descendentes e ascendentes em uma grade de saída em um domínio de espaço e tempo.

10. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracteriza- do pelo fato de que o conjunto de sensores compreende sensores de múltiplos componentes que medem a pressão e velocidades de partícula.

11. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: o código legível por computador para determinar, para cada ponto de grade na grade de processamento, um traço desejado em uma superfície que correspondente ao conjunto de sensores.

12. Aparelho, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a descoberta de traços de melhor encaixe compreende a minimização de uma soma ponderada de diferenças entre os parâmetros para os traços de melhor encaixe e os traços desejados.

13. Aparelho, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a soma ponderada de diferenças inclui as diferenças nas distâncias de ponto intermediário comum nas direções em linha e de linha cruzada e uma diferença em desvios.

14. Aparelho, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: um código legível por computador para aplicação de movimentações de saída diferenciais para os traços de melhor encaixe para obtenção de traços de desvio corrigido.

15. Aparelho, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: um código legível por computador para aplicação de correção com base em imersão aos traços de desvio corrigido para obtenção de traços de azimute corrigido.

16. Meio de armazenamento legível por computador tangível com o código executável não volátil armazenado no mesmo caracterizado pelo fato de que, quando executado por um ou mais proces- sadores, realiza as etapas compreendendo: a obtenção de traços medidos, os traços medidos incluindo os traços medidos a partir de um conjunto de sensores; a descoberta, para cada ponto de grade em uma grade de processamento, dos traços de melhor encaixe dos traços medidos; a computação de amplitudes espectrais dos campos de onda descendentes e ascendentes utilizando os traços de melhor encaixe; e a transformação dos campos de onda descendentes e ascendentes para uma grade de saída em um domínio de espaço e tempo.

17. Meio de armazenamento, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o código armazenado no mesmo realiza as tapas adicionais compreendendo: a determinação, para cada ponto de grade na grade de processamento, de um traço desejado em uma superfície que corresponde ao conjunto de sensores.

18. Meio de armazenamento, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que a descoberta de traços de melhor encaixe compreende a minimização de uma soma ponderada de diferenças entre os parâmetros para os traços de melhor encaixe e os traços desejados.

19. Meio de armazenamento, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a soma ponderada das diferenças inclui diferenças em distâncias de ponto intermediário comum nas direções em linha e em linha cruzada e uma diferença nos desvios.

20. Meio de armazenamento, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o código armazenado no mesmo realiza as etapas adicionais de: aplicação de movimentações de saída diferenciais para os traços de melhor encaixe para obtenção de traços de desvio corrigido.

21. Meio de armazenamento, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o código armazenado no mesmo realiza as etapas adicionais de: aplicação da correção com base em imersão aos traços de desvio corrigido para obtenção de traços de azimute corrigido.

22. Método de geração de um produto de dados geofísicos, o método caracterizado pelo fato de que compreende: a obtenção de traços medidos, os traços medidos incluindo traços medidos a partir de um conjunto de sensores; a descoberta, para cada ponto de grade em uma grade de processamento, de traços de melhor encaixe dos traços medidos; a computação de amplitudes espectrais dos campos de onda descendentes e ascendentes utilizando-se os traços de melhor encaixe; e a transformação dos campos de onda descendentes e ascendentes para uma grade de saída em um domínio de espaço e tempo.

23. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente: a determinação, para cada ponto de grade na grade de processamento, de um traço desejado em uma superfície que corresponde ao conjunto de sensores.

24. Método, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que a descoberta dos traços de melhor encaixe compreende a minimização de uma soma ponderada de diferenças entre os parâmetros para os traços de melhor encaixe e os traços desejados.

25. Método, de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de que a soma ponderada de diferenças inclui as diferenças nas distâncias de ponto intermediário comum nas direções em linha e em linha cruzada e uma diferença nos desvios.