BR102015015246A2 - atenuação de interferência de uma porção residual de dados sísmicos - Google Patents

Abstract

atenuação de interferência de uma porção residual de dados sísmicos. a presente invenção refere-se a métodos, sistemas e meios que podem ser lidos em máquina para atenuação de interferência de uma porção residual de dados sísmicos, tal como pode ser gravado em uma pesquisa sísmica marítima. os dados sísmicos gravados podem ser separados em uma porção atribuída a uma fonte e uma porção residual. uma atenuação de interferência sísmica pode ser realizada na porção residual.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "ATENUAÇÃO DE INTERFERÊNCIA DE UMA PORÇÃO RESIDUAL DE DADOS SÍSMICOS".

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[0001] Este pedido reivindica prioridade para o Pedido Provisório U.S. 62/019.525, depositado em 1 de julho de 2014, o que é incorporado como referência.

ANTECEDENTES

[0002] A indústria de petróleo investiu pesadamente no desenvolvimento de técnicas de pesquisa sísmica marítima, que produzem um conhecimento de formações subterrâneas debaixo de um corpo de água, de modo a se encontrarem e extraírem recursos minerais valiosos, tal como petróleo. Imagens sísmicas de alta resistência de uma formação subterrânea são úteis para uma interpretação sísmica quantitativa e uma monitoração de reservatório melhorada. Para uma pesquisa sísmica marítima típica, uma ou mais embarcações de pesquisa sísmica marítima rebocam uma ou mais fontes sísmicas abaixo da superfície da água e sobre uma formação subterrânea a ser pesquisada quanto a depósitos de minerais. Os receptores sísmicos podem estar localizados no ou perto do fundo da água, tal como sendo fixados no fundo da água ou ancorados, de modo a estarem perto do fundo da água, um ou mais cabos flutuantes sismográficos rebocados pela embarcação de fonte, ou um ou mais cabos flutuantes sismográficos rebocados por uma ou mais outras embarcações. Uma ou mais das embarcações podem conter um equipamento de pesquisa sísmica marítima, tais como um controle de navegação, um controle de fonte sísmica, um controle de receptor sísmico e um equipamento de gravação. O controle de fonte sísmica pode fazer com que uma ou mais fontes sísmicas, as quais tipicamente são pistolas de ar ou vibradores marítimos, atuem para a produção de sinais acústicos em tempos selecionados (fre- quentemente referidos como um "disparo de um tipo" ou "disparo").

[0003] Cada sinal acústico é essencialmente uma onda de som que viaja através da água e para a formação subterrânea. Em cada interface entre tipos diferentes de rocha ou outras formações de composição diferente, uma porção da onda de som pode ser retratada, uma porção da onda de som pode ser transmitida, e uma outra porção pode ser refletida de volta em direção ao corpo de água para propagação em direção à superfície. Os cabos flutuantes sismográficos rebocados atrás da embarcação geralmente são estruturas alongadas tipo de cabo. Cada cabo flutuante sismográfico inclui vários receptores sísmicos, que detectam mudanças de pressão e/ou um movimento de partícula na água criados pelas ondas de som refletidas de volta para a água a partir das formações subterrâneas. Os receptores sísmicos, desse modo, medem um campo de onda que foi finalmente iniciado pela atuação da fonte sísmica.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0004] A figura 1 ilustra uma configuração de aquisição de dados sísmicos de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0005] A figura 2 é um diagrama de dados sísmicos gravados de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0006] A figura 3 é um diagrama de dados residuais após a separação de fonte dos dados sísmicos gravados ilustrada na figura 2, de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0007] A figura 4 é um diagrama dos dados residuais ilustrados na figura 3 menos uma interferência sísmica de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0008] A figura 5 é um diagrama da interferência sísmica removida dos dados residuais ilustrados na figura 3 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0009] A figura 6 é um diagrama de dados residuais de interferência sísmica atenuada atualizados após a separação de fonte nos dados residuais de interferência sísmica atenuada ilustrados na figura 4 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0010] A figura 7 é um diagrama de dados separados para a primeira fonte de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0011] A figura 8 é um diagrama de dados separados para a segunda fonte de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0012] A figura 9 é um diagrama de dados sísmicos modelados sem interferência.

[0013] A figura 10 é um diagrama de interferência sísmica modelada.

[0014] A figura 11 é um diagrama de dados combinados a partir dos dados sísmicos modelados ilustrados na figura 9 combinados com a interferência sísmica modelada ilustrada na figura 10.

[0015] A figura 12 é um diagrama de dados residuais separados dos dados combinados ilustrados na figura 11 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0016] A figura 13 é um diagrama de dados coerentes separados dos dados combinados ilustrados na figura 11 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0017] A figura 14 ilustra um método de exemplo para atenuação de interferência de uma porção residual de dados sísmicos de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0018] A figura 15 é um diagrama de um sistema para ângulo de inclinação de uma porção residual de dados sísmicos de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição.

[0019] A figura 16 é um diagrama de uma máquina para atenua- ção de interferência de uma porção residual de dados sísmicos de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. DESCRIÇÃO DETALHADA

[0020] A presente descrição não está limitada a dispositivos ou métodos em particular, os quais podem variar. A terminologia usada aqui é para fins de descrição de modalidades em particular apenas, e não é pretendida que seja limitante. Conforme usado aqui, as formas singulares "um", "uma" e "o(a)" incluem referentes singulares e plurais, a menos que o conteúdo claramente dite de outra forma. Mais ainda, as palavras "poder ("can" - habilidade)" e "poder ("may" - permissão para fazer)" são usadas por todo este pedido em um sentido permissivo (isto é, tendo o potencial para, sendo capaz de), não em um sentido obrigatório (isto é, dever). O termo "incluir" e derivações da mesma significam "incluindo, mas não limitando". O termo "acoplado" significa conectado direta ou indiretamente. Conforme seria entendido por alguém de conhecimento comum na técnica com o benefício desta descrição, as modalidades e as vantagens descritas aqui com referência a um "cabo flutuante sis-mográfico" poderíam ser igualmente obteníveis e vantajosas quando usadas com um cabo de fundo oceânico de prospecção geofísica marítima. Consequentemente, conforme usado aqui, "cabo flutuante sis-mográfico" deve ser lido como se referindo igualmente a um cabo sensor rebocado, bem como a um cabo sensor de fundo oceânico.

[0021] As figuras aqui seguem uma convenção de numeração, na qual o primeiro dígito ou dígitos correspondem ao número da figura de desenho e os dígitos remanescentes identificam um elemento ou componente no desenho. Elementos similares ou componentes entre figuras diferentes podem ser identificados pelo uso de dígitos similares. Por exemplo, 216-1 pode referenciar o elemento "16-1" na figura 2 e um elemento similar pode ser referenciado como 316-1 na figura 3. Conforme será apreciado, os elementos mostrados nas várias modali- dades aqui podem ser adicionados, trocados e/ou eliminados, de modo a se proverem várias modalidades adicionais da presente descrição. Além disso, conforme será apreciado, a proporção e a escala relativa dos elementos providos nas figuras são pretendidas para ilustrarem certas modalidades da presente invenção, e não devem ser tomadas em um sentido limitante.

[0022] Esta descrição está relacionada geralmente ao campo de pesquisa sísmica marítima. Por exemplo, esta descrição pode ter aplicações em pesquisa sísmica marítima, em que uma ou mais fontes sísmicas são usadas para a geração de campos de onda que interagem com formações de subsuperfície, e sensores rebocados ou de fundo de oceano recebem a energia sísmica gerada pelas fontes sísmicas e afetada pela interação com a formação de subsuperfície. Por exemplo, as modalidades da presente descrição podem incluir uma atenuação de interferência de uma porção residual de dados sísmicos, tal como pode ser gravado em uma pesquisa sísmica marítima. Os dados sísmicos gravados podem ser separados em uma porção coerente e uma porção residual. A atenuação de interferência sísmica pode ser realizada na porção residual.

[0023] Uma interferência sísmica pode ser um problema em aquisições sísmicas marítimas. Uma interferência sísmica pode surgir a partir de uma superposição temporal entre atuação de fontes controladas e não controladas. Uma fonte controlada é uma fonte sob o controle de uma entidade que pretende gravar dados associados a ela. Uma fonte não controlada é uma fonte que é inteiramente não controlada ou uma fonte que está sob o controle de uma outra entidade além da entidade que pretende gravar os dados associados à fonte controlada. Essa superposição temporal inclui a atuação de uma fonte controlada e uma atuação de uma fonte não controlada antes da energia a partir da fonte controlada se dissipar e/ou ser recebida pelos recepto- res relevantes. Por exemplo, uma interferência sísmica pode resultar do número de pesquisas sísmicas marítimas que são atualmente adquiridas em uma vizinhança próxima de cada outra. Nesses casos, a localização e o tempo de atuação da fonte não controlada podem ser desconhecidos. Assim, uma interferência sísmica pode forçar a aquisição de pesquisas em um modo de compartilhamento de tempo ou a aplicação de esquemas de processamento substanciais para atenuação da energia de interferência sísmica depois disso.

[0024] Em contraste, algumas modalidades da presente descrição podem melhorar a atenuação de interferência sísmica. Por exemplo, algumas modalidades podem aumentar a qualidade de remoção de ruído, por exemplo, a remoção de interferência sísmica. Uma atenuação de interferência sísmica pode ser combinada com uma fase de processamento de separação, que utiliza a coerência de sinal sísmico versus a incoerência de interferência sísmica em domínios de dados, tais como o canal comum, o receptor comum, o ponto de profundidade comum, o ponto médio comum, e/ou um deslocamento comum. Os dados gravados, por exemplo, dados sísmicos gravados, podem ser separados em uma porção coerente e uma porção residual, o que pode ser referido como um balde de ruído, em que interferência sísmica e/ou outros tipos de energia residual podem ser isolados. Ao invés de uma atenuação de interferência sísmica a partir de dados gravados não processados com toda a energia de reflexão de amplitude forte ainda presente, a atenuação de interferência sísmica pode ser realizada no resíduo, ao invés disso. Como resultado, uma energia de reflexão que foi separada para a porção coerente não será afetada pelo processo de atenuação de interferência sísmica. Se comparada com uma atenuação de interferência sísmica nos dados gravados não processados, algumas modalidades da presente descrição podem reduzir o risco de vazamento de sinal e aumentar a qualidade da atenuação de interferência sísmica.

[0025] As características e os desafios de energia de interferência sísmica podem ter uma analogia com desafios de decomposição ("de-blending") enfrentados em aquisições de fonte simultâneas. Como fontes simultâneas interferentes, as quais podem ser atuadas com tempos de disparo com dither (forma de ruído aplicada intencionalmente para tornar aleatório o erro de quantificação, de modo a prevenir padrões de larga-escala como pulsações mais perceptíveis que outros ruídos presentes no sinal), uma energia de interferência sísmica pode exibir um comportamento irregular de tiro para tiro. A composição ("blending") e a energia de interferência sísmica podem ser tratadas com algoritmos análogos. Em várias das modalidades da presente descrição, uma separação de fonte, por exemplo, uma separação de fonte baseada em inversão, pode ser estendida para incluir uma energia de interferência sísmica.

[0026] A figura 1 ilustra uma configuração de aquisição de dados sísmicos de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. A configuração pode ser uma aquisição de fonte simultânea. Várias embarcações 102-1, 102-2, 102-3, 102-4, 102-5 são ilustradas. A embarcação 102-2 é ilustrada rebocando cabos flutuantes sismográ-ficos 112-1 e a embarcação 102-4 é ilustrada rebocando os cabos flutuantes sismográficos 112-2. Em algumas modalidades, a embarcação 102-2 e a embarcação 102-4 também podem ser embarcações de fonte. As embarcações 102-1, 102-2, 102-3 e 102-5 podem ser embarcações de fonte. Em algumas modalidades, pelo menos uma fonte próxima dos cabos flutuantes sismográficos pode ser atuada simultaneamente com uma fonte à frente dos cabos flutuantes sismográficos. Conforme usado aqui, uma embarcação de fonte é uma embarcação que inclui pelo menos uma fonte. O termo geral fonte é usado aqui para incluir elementos de fonte, os quais são fontes individuais, tal como uma pistola de ar, unidades de fonte as quais são múltiplas unidades de fonte que são atuadas em conjunto, e arranjos de fonte, os quais são múltiplos elementos de fonte e/ou múltiplas unidades de fonte que são atuados separadamente.

[0027] Este exemplo usa dados de campo a partir de uma pesquisa de fonte simultânea de azimute completo de embarcação múltipla adquirida por 10.000 quilômetros quadrados em um corpo de água, tal como o do Golfo do México. Deslocamentos muito longos podem ser benéficos para uma formação de imagem abaixo de estruturas de sal complexas. A pesquisa pode usar fontes simultâneas e pode ser adquirida em um número em particular de azimutes (por exemplo, 3 azimutes). As fontes associadas à embarcação 102-1 e à embarcação 102-5, em frente aos cabos flutuantes sismográficos 112-1, 112-2, contribuem para os deslocamentos desejados até um comprimento em particular (por exemplo, 16 km). Em conjunto com as fontes de deslocamento próximo associadas pelo menos à embarcação 102-3, mas, em algumas modalidades, também com a embarcação 102-2 e a embarcação 1024, perto dos cabos flutuantes sismográficos 112-1, 112-2, uma iluminação de azimute completo pode ser obtida. Contudo, as modalidades não estão limitadas a um deslocamento ou azimute em particular.

[0028] Em algumas modalidades, uma fonte mais próxima dos cabos flutuantes sismográficos pode ser disparada simultaneamente com uma ou mais fontes de deslocamento distantes. Uma atuação do dither, tal como um atraso de tempo pseudorrandomizado de atuação das fontes, pode ser usada para melhoria do processo de separação. Como resultado de uso de esquemas de disparo randomizados, as medidas de coerência nos domínios próprios podem ser utilizadas para se separarem ativamente os dados sísmicos pelas fontes individuais. Uma energia que pode ser identificada de forma única como coerente, após um alinhamento para qualquer uma das fontes, pode ser distribuída para aquela fonte. Uma energia que o algoritmo não pode distribuir para qualquer uma das fontes pode ser coletada como residual. Uma focalização em um dos pares de fonte, na separação de fonte e na atenuação de interferência sísmica é descrita aqui.

[0029] De acordo com várias das modalidades da presente descrição, um produto de dados geofísicos pode ser produzido. O produto de dados geofísicos pode incluir, por exemplo, dados de interferência sísmica atenuada. Os dados geofísicos podem ser obtidos e armazenados em um meio que pode ser lido em computador tangível, não transitório. O produto de dados geofísicos pode ser produzido pelo processamento dos dados geofísicos em alto-mar (isto é, por um equipamento em uma embarcação) ou na costa (isto é, em uma instalação em terra) nos Estados Unidos ou em um outro país. Se o produto de dados geofísicos for produzido em alto-mar ou em um outro país, ele pode ser importado na costa para uma instalação dos Estados Unidos. Em alguns casos, uma vez na costa dos Estados Unidos, uma análise geofísica pode ser realizada no produto de dados geofísicos. Em alguns casos, uma análise geofísica pode ser realizada no produto de dados geofísicos em alto-mar. Por exemplo, os dados sísmicos gravados podem ser separados em uma porção coerente e uma porção residual em alto-mar ou na costa, para facilitar um outro processamento dos dados em alto-mar ou na costa. Como um outro exemplo, uma atenuação de interferência sísmica pode ser realizada na porção residual dos dados sísmicos separados em alto-mar ou na costa para facilitar um outro processamento dos dados medidos em alto-mar ou na costa. As modalidades da presente descrição podem ser usadas com pesquisas em águas rasas (por exemplo, da ordem de dezenas de metros) e/ou profundas (por exemplo, da ordem de centenas ou milhares de metros).

[0030] A figura 2 é um diagrama de dados sísmicos gravados 214 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. Duas acumulações de tiro 216-1, 216-2 são ilustradas a partis de dados de entrada compostos. A energia a partir de uma primeira fonte, por exemplo, a fonte 102-1 ilustrada na figura 1, é indicada pelas setas 218. A energia para uma segunda fonte, por exemplo, a fonte 102-2 ilustrada na figura 1, é indicada pelas setas 220. A energia de interferência sísmica é indicada pelas setas 222.

[0031] Em algumas modalidades, uma separação de fonte ou decomposição pode ser tratada como um problema inverso, embora as modalidades não sejam limitadas assim. De acordo com a presente descrição, uma separação de fonte pode ser usada e estendida para incluir uma atenuação de interferência sísmica. Isto pode restringir a separação de fonte com base em medidas de coerência. Uma separação dos dados sísmicos gravados 214 pode incluir uma separação através de uma minimização de uma função de custo que descreve a porção residual, o que também pode ser referido como um "não ajuste de dados" ou "balde de ruído". A porção residual, r, é dada por: (1) em que y é os dados compostos gravados, A é o operador de composição, e x-ι, xn são os dados separados para as fontes individuais, para o que a separação é resolvida. Inicialmente, o resíduo equivale aos dados sísmicos gravados 214 (os dados de entrada compostos completos). Em cada iteração, após um alinhamento dos dados para as fontes diferentes, uma energia coerente pode ser extraída a partir do resíduo e distribuída para as acumulações de dados separadas das fontes individuais. A energia que parece ser residual, independentemente de para que fonte ela é alinhada, pode permanecer no resíduo após a separação. Isto é, da energia que foi alinhada para uma fonte em particular, a porção coerente pode ser distribuída para a acumula- ção de dados separada para a fonte em particular e o resíduo pode permanecer no resíduo. Isto é verdadeiro para cada fonte. Portanto, o resíduo pode incluir uma energia residual que foi alinhada para fontes diferentes. A energia no resíduo não pode ser perdida, uma vez que pode ser adicionada aos dados separados depois disso.

[0032] Uma separação e uma atenuação de interferência sísmica podem ser realizadas em fases. Uma separação conservadora pode ser aplicada aos dados (por exemplo, os dados 214 ilustrados na figura 2) com a meta de separação das porções de energia coerentes mais fortes da primeira fonte e da segunda fonte, sem se afetar a energia de interferência sísmica. As regulagens conservadoras podem ser usadas para se evitar que qualquer energia de interferência sísmica seja distribuída para qualquer uma faz fontes simultâneas, ao invés de se manter isolada no resíduo. A separação de fonte também pode produzir dados residuais que não são atribuídos a uma fonte em particular durante a primeira separação de fonte conservadora. Devido ao fato de a primeira separação de fonte ser conservadora, alguns dados que são realmente atribuíveis à primeira fonte e/ou à segunda fonte podem ser incluídos nos dados residuais.

[0033] A figura 3 é um diagrama de dados residuais 324 após a separação de fonte nos dados sísmicos gravados 214 ilustrados na figura 2 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. Os dados residuais 324 são o balde de ruído resultante após uma primeira separação de fonte conservadora. Uma quantidade considerável de energia pode ser extraída a partir dos dados e separada para as fontes diferentes, enquanto a energia de interferência sísmica permanece no resíduo.

[0034] Após a separação, o resíduo pode conter tipos diferentes de dados, incluindo: energia primária e qualquer tipo de ruído (por exemplo, um ruído de marisco) que é incoerente nos domínios em que a separação de fonte é aplicada. Se os tempos de disparo e as localizações das fontes que iniciam a interferência sísmica forem conhecidos, a(s) fonte(s) de interferência sísmica poderá(ão) ser incluída(s) no problema de sistema de controle de poço e se extrair e/ou separar a energia de interferência sísmica usando-se um algoritmo de decomposição. Em um exemplo como esse, Xj’s podem ser adicionados à equação (1), que representam a(s) fonte(s) de interferência sísmica. Como as fontes simultâneas, os dados compostos podem ser alinhados com a(s) fonte(s) de interferência sísmica, após o que sua energia se torna coerente, permitindo que o algoritmo de decomposição separe a energia de interferência sísmica dos dados.

[0035] Contudo, se esta informação não estiver disponível, os tempos de disparo e as localizações das fontes de interferência sísmica não poderão ser usados para alinhamento e extração da energia de interferência sísmica da mesma forma que foi feito para as fontes simultâneas. Não obstante, o comportamento incoerente da energia de interferência sísmica ainda permite a inclusão do algoritmo de decomposição. No(s) domínio(s) de representação de dados próprio(s), a energia de interferência sísmica pode ser deixada não atribuída durante o processo de separação. Isto significa que a interferência sísmica pode não terminar nas acumulações separadas das fontes individuais, mas pode ser isolada no resíduo após a separação ser feita. Com a interferência sísmica isolada no resíduo, pode se tornar mais fácil atenuá-la, se comparado com uma atenuação dos dados compostos. Uma atenuação de interferência sísmica pode ser aplicada ao resíduo, por exemplo, em resposta a uma energia de interferência sísmica ser isolada no resíduo.

[0036] A figura 4 é um diagrama dos dados residuais 324 ilustrados na figura 3 menos uma interferência sísmica de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. Isto é, os dados residuais de interferência sísmica atenuada 426 ilustrados na figura 4 representam os dados residuais após uma interferência sísmica ser removida dali. Os dados residuais de interferência sísmica atenuada 426 são ilustrados nas duas acumulações de tiro 416-1, 416-2, as quais correspondem às duas acumulações de tiro 216-1, 216-2 ilustradas na figura 2. Na figura 4, o mesmo resíduo é mostrado após a atenuação de interferência sísmica ser aplicada. A atenuação de interferência sísmica pode ser realizada nos dados residuais 324 ilustrados na figura 3, para resultar nos dados residuais de interferência sísmica atenuada 426. Uma separação de fonte (a qual pode ser menos conservadora) pode ser aplicada aos dados residuais de interferência sísmica atenuada 426 após a atenuação de interferência sísmica. Em algumas modalidades, uma separação de fonte menos conservadora pode ser aplicada em resposta à energia de interferência sísmica sendo removida dos dados residuais.

[0037] A figura 5 é um diagrama da interferência sísmica 528 removida dos dados residuais 324 ilustrados na figura 3 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. A interferência sísmica é ilustrada nas duas acumulações de tiro 516-1, 516-2, as quais correspondem às duas acumulações de tiro 216-1, 216-2 ilustradas na figura 2. Por exemplo, isto pode ser a diferença entre as figuras 3 e 4.

[0038] A figura 6 é um diagrama de dados residuais de interferência sísmica atenuada atualizados 630 após a separação de fonte nos dados residuais de interferência sísmica atenuada 426 ilustrados na figura 4, de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. Os dados residuais de interferência sísmica atenuada atualizados 630 são ilustrados nas duas acumulações de tiro 616-1, 616-2, as quais correspondem às duas acumulações de tiro 216-1, 216-2 ilustradas na figura 2.

[0039] A separação de fonte pode ser realizada para a separação dos dados residuais de interferência sísmica atenuada em uma respectiva porção de interferência sísmica atenuada para cada fonte e uma porção de dados residuais de interferência sísmica atenuada atualizada 630. Isto também é referido aqui como a segunda separação de fonte, a qual pode ser uma separação menos conservadora, porque a interferência sísmica já foi atenuada dos dados. O resíduo atualizado após a segunda separação de fonte é mostrado na figura 6. Em um exemplo como esse, a separação pode não ser capaz de identificar esta energia como coerente para qualquer uma das fontes. Ainda, alguma energia remanescente pode ser uma energia primária residual para qualquer uma das duas fontes simultâneas, enquanto o restante é ruído residual que pode ser esperado que um processo de separação baseado em coerência deixe no resíduo.

[0040] Para cada fonte, os sinais separados da primeira separação de fonte e da segunda separação de fonte podem ser adicionados em conjunto respectivamente, para a obtenção de um sinal separado total para cada fonte, conforme ilustrado na figura 7 e na figura 8. Em algumas modalidades, os dados residuais de interferência sísmica atenuada atualizados 630 podem ser adicionados às acumulações de sinal separadas para cada uma das fontes. Os dados residuais de interferência sísmica atenuada atualizados 630 podem incluir dados não separados e, assim, pode incluir uma energia a partir de cada uma das fontes. Esta energia deixada no resíduo pode ser adicionada de volta a ambas as fontes, para se evitar a perda de energia primária remanescente, por exemplo, para se evitar uma perda de sinal. Uma abordagem conservadora pode ser tomada pela preferência em deixar mais energia no resíduo, ao invés de tornar a separação mais agressiva e arriscar mais vazamento de uma fonte para a outra, o que implica uma perda de sinal. Dada a quantidade de dados, o ruído adicionado de volta pode não afetar qualquer processamento adicional e resultados de formação de imagem.

[0041] A figura 7 é um diagrama de dados separados 732 para a primeira fonte, de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. Os dados separados 732 são ilustrados nas duas acumulações de tiro 716-1, 716-2, as quais correspondem às duas acumulações de tiro 216-1, 216-2 ilustradas na figura 2. Os dados separados 732 podem incluir os dados separados para a primeira fonte a partir dos dados sísmicos gravados 214 e os dados separados para a primeira fonte a partir dos dados residuais de interferência sísmica atenuada 426. Em algumas modalidades, os dados separados 732 também podem incluir os dados residuais atualizados 630 ilustrados na figura 6. Conforme pode ser observado na figura 7, apenas alguma energia, por exemplo, uma quantidade mínima de energia, a partir da segunda fonte interferente, vazou para esta acumulação.

[0042] A figura 8 é um diagrama de dados separados 834 para a segunda fonte de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. Os dados separados 834 são ilustrados nas duas acumulações de tiro 816-1, 816-2, as quais correspondem às duas acumulações de tiro 216-1, 216-2 ilustradas na figura 2. Os dados separados 834 podem incluir os dados separados para a segunda fonte a partir dos dados sísmicos gravados 214 e os dados separados para a segunda fonte a partir dos dados residuais de interferência sísmica atenuada 426. Em algumas modalidades, os dados separados 732 também podem incluir os dados residuais atualizados 630 ilustrados na figura 6. De novo, apenas alguma energia (por exemplo, uma energia mínima) vazou para esta acumulação. Uma análise de controle de qualidade, como gráficos de diferença migrada, também podem indicar um vazamento reduzido no resultado de separação de ambas as fontes.

[0043] Algumas modalidades da presente descrição podem ser aplicadas a ambos os dados tendo uma porção coerente que corres- ponde a um elemento de fonte ou uma unidade de fonte (referidos às vezes como "dados convencionais" que não envolvem fontes simultâneas) e a dados gravados com uma superposição temporal entre uma atuação de uma pluralidade de fontes, tal como um arranjo de fonte (referido às vezes como dados de fonte simultâneos ou dados gravados simultâneos). Por exemplo, com referência a dados gravados simultâneos, uma separação de fonte pode ser aplicada aos dados gravados. Uma energia coerente que pertence a qualquer uma das fontes individuais pode ser apontada para uma das acumulações de dados separados. A energia que pode não ser apontada de forma única para qualquer uma das fontes (energia incoerente independente para a qual uma fonte é alinhada) pode ser deixada em um resíduo. Uma vez que uma interferência sísmica é incoerente independentemente de com qual fonte os dados estiverem alinhados, ela pode ser isolada na parte residual. Uma atenuação de interferência sísmica pode ser aplicada, então, ao resíduo. Em alguns casos, uma atenuação de interferência sísmica pode ser aplicada ao resíduo, ao invés de os dados gravados originais, os quais podem conter muita reflexão (forte) a partir de fontes individuais disparadas na aquisição de fonte simultânea. Em resposta, o resíduo (sem a interferência sísmica nele) pode ser adicionado de volta para os dados separados de cada uma das fontes individuais. As modalidades aplicadas a dados convencionais são descritos em maiores detalhes com respeito às figuras 9 a 13.

[0044] Embora não ilustrada especificamente, uma outra abordagem para a atenuação de interferência sísmica pode incluir a aplicação de uma primeira separação de fonte (por exemplo, uma separação de fonte conservadora) aos dados sísmicos gravados (por exemplo, os dados sísmicos gravados 214 na figura 2), o que separa os dados sísmicos gravados em uma respectiva porção para cada fonte e resíduo (por exemplo, os dados residuais 324 ilustrados na figura 3), a aplicação de atenuação de interferência sísmica ao resíduo, e a subtração da interferência sísmica (por exemplo, a interferência sísmica 528 ilustrada na figura 5) dos dados sísmicos gravados, o que produziría os dados sísmicos gravados de interferência sísmica atenuada. Uma segunda separação de fonte (por exemplo, uma separação de fonte menos conservadora) pode ser aplicada aos dados sísmicos gravados de interferência sísmica atenuada para a produção de um respectivo sinal separado para cada fonte e um resíduo atualizado. Em algumas modalidades, o resíduo atualizado pode ser adicionado às acumulações de sinal separado para cada uma das fontes. Devido ao fato de o resíduo atualizado ser de dados não separados, ele pode incluir energia a partir de cada uma das fontes simultâneas.

[0045] A figura 9 é um diagrama de dados sísmicos modelados 936 sem interferência. Os dados sísmicos modelados 936 são uma ilustração de dados convencionais sintéticos, por exemplo, usando-se os dados de programa de modelagem avançada da Sociedade de Ge-ofísicos de Exploração, que podem ser usados como dados de referência. Com respeito a dados convencionais, os dados gravados, tais como dados compostos ou decompostos, podem ser separados em uma porção coerente e uma porção residual. Cinco acumulações de tiro 917-1, 917-2, 917-3, 917-4, 917-5 são ilustradas nos dados sintéticos.

[0046] Um dithering de fontes durante aquisições de fonte simultâneas (para aplicação de uma separação de fonte com base em critérios de coerência) pode influenciar a randomicidade da interferência sísmica nos domínios em que a separação é aplicada. Uma separação de dados convencionais com interferência sísmica em uma parte de sinal e uma parte residual pode ser aplicada sem tempos de dither, embora a aplicação de tempos de dither possa melhorar este processo. A mesma ideia pode ser aplicada para uma aquisição de dados.

Por exemplo, embora uma pesquisa possa ser disparada com apenas um disparo de fonte de cada vez, a aplicação de tempos de dither à fonte pode melhorar a randomicidade da interferência sísmica nos domínios próprios e melhorar a atenuação de interferência sísmica proposta para um resíduo ainda mais. Assim sendo, algumas modalidades da presente descrição podem ser usadas com dados sísmicos que sejam gravados a partir de um elemento de fonte ou uma unidade de fonte tendo uma atuação com dither.

[0047] A figura 10 é um diagrama de interferência sísmica modelada 1038. A interferência sísmica modelada 1038 é ilustrada nas cinco acumulações de tiro 1017-1, 1017-2, 1017-3, 1017-4, 1017-5, as quais correspondem às cinco acumulações de tiro 917-1, 917-2, 917-3, 917-4, 917-5 ilustradas na figura 9. A interferência sísmica modelada 1038 pode ser usada como dados de referência.

[0048] A figura 11 é um diagrama de dados combinados 1140 a partir dos dados sísmicos modelados ilustrados na figura 9 combinados com a interferência sísmica modelada ilustrada na figura 10. Os dados combinados 1140 são ilustrados nas cinco acumulações de tiro 1117-1, 1117-2, 1117-3, 1117-4, 1117-5, as quais correspondem às cinco acumulações de tiro 917-1, 917-2, 917-3, 917-4, 917-5 ilustradas na figura 9. Os dados combinados 1140 são uma representação sintética de dados convencionais gravados com interferência sísmica.

[0049] A figura 12 é um diagrama de dados residuais 1224 separados dos dados combinados 1140 ilustrados na figura 11 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. Os dados residuais 1224 são ilustrados nas cinco acumulações de tiro 1217-1, 12172, 1217-3, 1217-4, 1217-5, as quais correspondem às cinco acumulações de tiro 917-1, 917-2, 917-3, 917-4, 917-5 ilustradas na figura 9. No exemplo ilustrado na figura 12, uma interferência sísmica permanece no resíduo, em que a maior parte da energia de fonte primária é removida. Conforme descrito aqui, pode ser mais fácil aplicar uma atenuação de interferência sísmica a estes dados do que aos dados combinados 1140 ilustrados na figura 11.

[0050] A figura 13 é um diagrama de dados coerentes 1342 separados dos dados combinados 1140 ilustrados na figura 11 de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. Os dados coerentes 1342 são ilustrados nas cinco acumulações de tiro 1317-1, 1317-2, 1317-3, 1317-4, 1317-5, as quais correspondem às cinco acumulações de tiro 917-1, 917-2, 917-3, 917-4, 917-5 ilustradas na figura 9. No exemplo ilustrado na figura 13, seguindo-se a uma separação, a maioria da energia de fonte primária está na porção coerente. Neste exemplo, nenhuma energia de interferência sísmica está nas acumulações 1317-1, 1317-2, 1317-3, 1317-4, 1317-5.

[0051] A figura 14 ilustra um método de exemplo para uma atenuação de interferência de uma porção residual de dados sísmicos de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. O método 1400 pode incluir a separação de dados sísmicos gravados em uma porção atribuída a uma fonte e uma porção residual conforme ilustrado no bloco 1444. A separação dos dados pode incluir a aplicação de uma separação de fonte aos dados sísmicos gravados, por exemplo, para a separação dos dados em uma respectiva porção para cada fonte associada aos dados. Em algumas modalidades, a fonte pode ser um arranjo de fonte e os dados sísmicos gravados podem ser gravados com uma superposição temporal entre uma atuação de uma pluralidade de elementos de fonte ou unidades de fonte no arranjo de fonte. Conforme descrito aqui, em algumas modalidades, isto pode ser um processo iterativo. A separação dos dados pode incluir a separação de dados que não são atribuídos a um da pluralidade de elementos de fonte ou unidades de fonte, de acordo com a separação de fonte, para a porção residual. Em algumas modalidades, a separação dos dados sísmicos gravados pode incluir uma separação através de uma minimização de uma função de custo que descreve a porção residual. Conforme descrito aqui, a porção residual pode incluir uma energia primária residual, ruído residual, energia de interferência sísmica e dia-fonia. Um ruído residual pode ser distinguido de energia de interferência sísmica pelo fato de não ser coerente em qualquer domínio, ao passo que a interferência pode ser coerente, por exemplo, em um domínio de tiro. Isto é, o ruído não é atribuível a uma fonte em particular, mas pode ser, por exemplo, relacionado ao clima, relacionado à operação da embarcação, etc.

[0052] O método 1400 pode incluir a execução de uma atenuação de interferência sísmica na porção residual, conforme ilustrado no bloco 1446. A execução de atenuação de interferência sísmica pode incluir a remoção de ruído da porção residual. Por exemplo, o ruído pode ser coerente em um domínio de tiro e incoerente em um domínio em que os dados sísmicos gravados foram separados. A interferência sísmica pode ser coerente em seu próprio domínio de tiro, o que pode não ser um domínio que é conhecido pela entidade gravando os dados, por exemplo, em que a dados sísmicos é gerada por uma fonte associada a uma outra embarcação na área em que a gravação está ocorrendo. O domínio no qual os dados sísmicos gravados são separados pode ser um ou mais dentre um receptor comum, um canal comum, um deslocamento comum, um ponto de profundidade comum e um ponto médio comum, dentre outros.

[0053] O método 1400 pode incluir a adição da porção residual, menos a interferência sísmica, para a porção atribuída à fonte, em que a porção atribuída à fonte corresponde ao arranjo de fonte. Os dados sísmicos gravados podem ser gravados com uma superposição temporal entre uma atuação de elementos de fonte ou unidades de fonte no arranjo de fonte. Os dados sísmicos gravados podem ser gravados a partir do arranjo de fonte tendo uma atuação com dither. Por exemplo, essas modalidades podem ser usadas com dados convencionais com ou sem uma atuação com dither da fonte.

[0054] A figura 15 é um diagrama de um sistema 1548 para uma atenuação de interferência de uma porção residual de dados sísmicos de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. O sistema 1548 pode incluir um banco de dados 1556, um subsistema 1550 e/ou vários motores, por exemplo, um motor de separação de fonte 1552 e/ou um motor de atenuação de interferência 1554, e pode estar em comunicação com o banco de dados 1556 através de um enlace de comunicação. O sistema 1548 pode incluir motores adicionais ou a menos do que o ilustrado, para a execução das várias funções descritas aqui. O sistema pode representar instruções de programa e/ou um hardware de uma máquina (por exemplo, a máquina 1658 conforme referenciado na figura 16, etc.). Conforme usado aqui, um "motor" pode incluir instruções de programa e/ou hardware, mas pelo menos inclui um hardware. O hardware é um componente físico de uma máquina que permite que ele execute uma função. Os exemplos de hardware podem incluir um recurso de processamento, um recurso de memória, uma porta lógica, etc.

[0055] O número de motores pode incluir uma combinação de hardware e instruções de programa que é configurada para a execução de várias funções descritas aqui. As instruções de programa, tais como software, firmware, etc., podem ser armazenadas em um recurso de memória, tal como um meio que pode ser lido em máquina, bem como um programa com ligação física, tal como uma lógica. As instruções de programa com ligação física, tal como lógica, podem ser consideradas como instruções de programa e hardware.

[0056] O motor de separação de fonte 1552 pode incluir uma combinação de hardware e instruções de programa, que é configurada pa- ra a separação de dados sísmicos gravados em uma primeira porção respectiva para cada uma da pluralidade de fontes e uma porção residual. Em algumas modalidades, a pluralidade de fontes pode incluir uma fonte de deslocamento próximo e uma fonte de deslocamento distante, por exemplo, conforme descrito com respeito à figura 1. Os dados sísmicos gravados podem ser gravados a partir de uma pesquisa sísmica marítima de azimute completo com uma superposição temporal entre uma atuação da pluralidade de fontes, embora as modalidades não estejam limitadas assim. Conforme descrito aqui, uma pesquisa de azimute completo pode ser benéfica para a formação de imagem debaixo de estruturas de sal complexas.

[0057] O motor de atenuação de interferência 1554 pode incluir uma combinação de hardware e instruções de programa, que é configurado para a remoção de interferência sísmica da porção residual para a produção de uma porção residual com interferência sísmica atenuada. O motor de atenuação de interferência 1554 pode ser configurado para não executar uma atenuação de interferência sísmica na respectiva porção para cada uma da pluralidade de fontes.

[0058] O motor de separação de fonte 1552 pode ser configurado para separar a porção residual com interferência sísmica atenuada em uma segunda porção respectiva para cada uma da pluralidade de fontes e uma porção residual com interferência sísmica atenuada atualizada. O motor de separação de fonte 1552 pode ser configurado para adicionar uma primeira porção respectiva para cada uma da pluralidade de fontes e a segunda porção respectiva para cada uma da pluralidade de fontes para a produção de uma porção separada total para cada uma da pluralidade de fontes. O motor de separação de fonte 1552 pode ser configurado para adicionar a porção residual com interferência sísmica atenuada atualizada à porção separada total para cada uma da pluralidade de fontes. O motor de separação de fonte 1552 pode ser configurado para separar os dados sísmicos gravados de forma mais conservadora do que os dados de interferência sísmica atenuada. O motor de separação de fonte 1552 pode ser configurado para separar os dados sísmicos gravados sem o uso de dados compreendendo uma localização ou um tempo de atuação de uma fonte contribuindo para a interferência sísmica. Conforme descrito aqui, essas modalidades podem ser benéficas, em que a fonte da interferência sísmica é controlada por uma outra entidade além da entidade gravando os dados, tal como uma fonte associada a uma embarcação conduzindo uma pesquisa sísmica diferente na mesma área.

[0059] A figura 16 é um diagrama de uma máquina 1658 para atenuação de interferência de uma porção residual de dados sísmicos de acordo com uma ou mais modalidades da presente descrição. A máquina 1658 pode utilizar um software, um hardware, um firmware e/ou uma lógica para execução de várias funções. A máquina 1658 pode ser uma combinação de hardware e instruções de programa, configurados para a execução de várias funções ou ações. O hardware, por exemplo, pode incluir vários recursos de processamento 1660 e vários de recursos de memória 1662, tais como um meio que pode ser lido em máquina ou outros recursos de memória não transitórios 1662. Os recursos de memória 1662 podem ser internos e/ou externos à máquina 1658. Por exemplo, a máquina 1658 pode incluir recursos de memória internos e ter acesso a recursos de memória externos. As instruções de programa, tais como instruções que podem ser lidas em máquina, podem incluir instruções armazenadas no meio que pode ser lido em máquina para a implementação de uma função em particular, tal como a execução de uma atenuação de interferência sísmica em uma porção residual de dados sísmicos separados. O conjunto de instruções que podem ser lidas em máquina pode ser executável por um ou mais dos recursos de processamento 1660. Os recursos de memó- ria 1662 podem ser acoplados à máquina 1658 de uma maneira com fio e/ou sem fio. Por exemplo, os recursos de memória 1662 pode ser uma memória interna, uma memória portátil, um disco portátil, e/ou uma memória associada a um outro recurso, por exemplo, permitindo que instruções que podem ser lidas em máquina sejam transferidas e/ou executadas através de uma rede, tal como a Internet. Conforme usado aqui, um "módulo" pode incluir instruções de programa e/ou hardware, mas pelo menos inclui instruções de programa.

[0060] Os recursos de memória 1662 podem ser não transitórios e podem incluir uma memória volátil e/ou não volátil. A memória volátil pode incluir uma memória que depende da potência para armazenamento de informação, tais como vários tipos de memória de acesso randômico dinâmica, dentre outras. Uma memória não volátil pode incluir uma memória que não depende de potência para armazenamento de informação. Os exemplos de memória não volátil podem incluir meios de estado solido, tais como uma memória volátil, uma memória apenas de leitura programável eletricamente apagável, memória de acesso randômico com mudança de fase, memória magnética, memória ótica, e/ou unidade de estado sólido, etc., bem como outros tipos de meios que podem ser lidos em máquina.

[0061] Os recursos de processamento 1660 podem ser acoplados aos recursos de memória 1662 através de um percurso de comunicação 1664. O percurso de comunicação 1664 pode ser local ou remoto para a máquina 1658. Os exemplos de um percurso de comunicação local 1664 podem incluir um barramento eletrônico interno a uma máquina, em que os recursos de memória 1662 estão em comunicação com os recursos de processamento 1660 através do barramento eletrônico. Os exemplos desses barramentos eletrônicos podem incluir uma arquitetura de padrão de indústria, uma interconexão de componente periférico, um acessório de tecnologia avançada, uma interface de sistema de computador pequena, um barramento serial universal, dentre outros tipos de barramentos eletrônicos e variantes dos mesmos. O percurso de comunicação 1664 pode ser tal que os recursos de memória 1662 sejam remotos dos recursos de processamento 1660, tal como em uma conexão de rede entre os recursos de memória 1662 e os recursos de processamento 1660. Isto é, o percurso de comunicação 1664 pode ser uma conexão de rede. Os exemplos dessa conexão de rede incluem uma rede de área local, uma rede de área ampla, uma rede de área pessoal e a Internet, dentre outras.

[0062] Conforme mostrado na figura 16, as instruções que podem ser lidas em máquina armazenadas nos recursos de memória 1662 podem ser segmentadas em vários módulos 1666, 1668 que, quando executados pelos recursos de processamento 1660, podem executar várias funções. Conforme usado aqui, um módulo inclui um conjunto de instruções incluídas para a execução de uma tarefa em particular ou ação. Os vários módulos 1666, 1668 podem ser submódulos de outros módulos. Por exemplo, o módulo de atenuação de interferência 1668 pode ser um submódulo do módulo de separação de fonte 1666 e/ou pode estar contido em um único módulo. Mais ainda, os vários módulos 1666, 1668 podem compreender módulos individuais separados e distintos uns dos outros. Os exemplos não estão limitados aos módulos específicos 1666, 1668 ilustrados na figura 16.

[0063] Cada um dos vários módulos 1666, 1668 pode incluir instruções de programa e/ou uma combinação de hardware e instruções de programa que, quando executada por um recurso de processamento 1660, podem funcionar como um motor correspondente, conforme descrito com respeito à figura 15. Por exemplo, o módulo de separação de fonte 1666 pode incluir instruções de programa e/ou uma combinação de hardware e instruções de programa que, quando executada por um recurso de processamento 1660, pode funcionar como o motor de separação de fonte nocional 1552 e/ou o módulo de atenuação de interferência 1668 pode incluir instruções de programa e/ou uma combinação de hardware e instruções de programa que, quando executada por um recurso de processamento 1660, pode funcionar como o motor de atenuação de interferência 1554.

[0064] A máquina 1658 pode incluir um módulo de separação de fonte 1666, o qual pode incluir instruções para a separação de dados sísmicos gravados em uma porção atribuída a uma fonte e uma porção residual. Em algumas modalidades, a porção atribuída à fonte pode corresponder a um elemento de fonte ou uma unidade de fonte, por exemplo, conforme pode ser associado a dados convencionais. A porção residual pode ser determinada com base nos dados sísmicos gravados, um operador de composição e dados separados para atuações individuais de um elemento de fonte ou uma unidade de fonte. As instruções para separação dos dados sísmicos gravados podem incluir instruções para a minimização de forma iterativa de uma função de custo que descreve a porção residual, conforme descrito aqui. Um elemento de fonte ou uma unidade de fonte pode ter uma atuação com dither. A porção residual pode representar pelo menos uma energia primária residual, ruído residual, energia de interferência sísmica e dia-fonia. A máquina 1658 pode incluir um módulo de atenuação de interferência 1668, o qual pode incluir instruções para a execução de atenuação de interferência sísmica na porção residual para a identificação de interferência sísmica na porção residual. O módulo de separação de fonte 1666 pode incluir instruções para subtração da interferência sísmica dos dados sísmicos gravados (por exemplo, para a produção de dados sísmicos gravados de interferência sísmica atenuada). Em algumas modalidades, o módulo de separação de fonte 1666 pode incluir instruções para a separação dos dados sísmicos gravados de interferência sísmica atenuada para a produção de um sinal separado para a fonte e um resíduo atualizado. O resíduo atualizado pode ser adicionado ao sinal separado para a fonte.

[0065] Embora modalidades específicas tenham sido descritas acima, estas modalidades não são pretendidas para limitarem o escopo da presente descrição, mesmo quando apenas uma única modalidade for descrita com respeito a um recurso em particular. Os exemplos de recursos providos na descrição são pretendidos para serem ilustrativos, ao invés de restritivos, a menos que declarado de outra forma. A descrição acima é pretendida para cobrir essas alternativas, modificações e equivalentes, conforme seria evidente para uma pessoa versada na técnica tendo o benefício desta descrição.

[0066] O escopo da presente descrição inclui qualquer recurso ou combinação de recursos expostos aqui (de forma explícita ou implícita), ou qualquer generalização dos mesmos, independentemente de mitigarem ou não todos ou quaisquer dos problemas considerados aqui. Várias vantagens da presente descrição foram descritas aqui, mas as modalidades podem prover algumas, todas ou nenhuma dessas vantagens, ou podem prover outras vantagens.

[0067] Na Descrição Detalhada precedente, alguns recursos são agrupados em conjunto em uma modalidade única para fins de otimização da descrição. Este método de descrição não é para ser interpretado como refletindo uma intenção de que as modalidades expostas da presente descrição tenham que usar mais recursos do que é expressamente recitado em cada reivindicação. Ao invés disso, conforme as reivindicações a seguir refletem, o assunto inventivo está em menos do que em todos os recursos de uma única modalidade exposta. Assim, as reivindicações a seguir são desse modo incorporadas na Descrição Detalhada, com cada reivindicação sendo autossuficiente como uma modalidade em separado.

REIVINDICAÇÕES

Claims (22)

1. Método, caracterizado pelo fato de compreender: a separação, por uma máquina, de dados sísmicos gravados em uma porção atribuída a uma fonte e uma porção residual; e a execução, pela máquina, de uma atenuação de interferência sísmica na porção residual.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a execução de atenuação de interferência sísmica compreender a remoção de ruído da porção residual.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de a remoção de ruído compreender a remoção de um ruído que seja coerente em um domínio de disparo e incoerente em um domínio onde os dados sísmicos gravados foram separados.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender a adição da porção residual, menos a interferência sísmica, à porção atribuída a uma fonte, em que a fonte compreende um arranjo de fonte.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de os dados sísmicos gravados serem gravados com uma superposição temporal entre a atuação de elementos de fonte ou unidades de fonte no arranjo de fonte, e em que os dados sísmicos gravados são gravados a partir do arranjo de fonte tendo uma atuação com dither.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender a subtração da interferência sísmica dos dados sísmicos gravados.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a separação dos dados na porção atribuída à fonte e na porção residual compreender: a aplicação de uma separação de fonte aos dados sísmicos gravados, em que a fonte compreende um arranjo de fonte, e em que os dados sísmicos gravados foram gravados com uma superposição temporal entre uma atuação de uma pluralidade de elementos de fonte ou unidades de fonte no arranjo de fonte; e a separação de dados que não são atribuídos a um da pluralidade de elementos de fonte ou unidades de fonte, de acordo com a separação de fonte, para a porção residual.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a separação dos dados sísmicos gravados compreender a separação através de minimização de uma função de custo que descreve a porção residual.

9. Sistema, caracterizado pelo fato de compreender: um motor de separação de fonte configurado para separar dados sísmicos gravados em uma primeira porção respectiva para cada uma de uma pluralidade de fontes e uma porção residual; e um motor de atenuação de interferência configurado para a remoção de interferência sísmica da porção residual par a produção de uma porção residual de interferência sísmica atenuada; em que o motor de separação de fonte ser configurado para: separar da porção residual de interferência sísmica atenuada em uma segunda porção respectiva para cada uma da pluralidade de fontes e uma porção residual de interferência sísmica atenuada atualizada; e adicionar da primeira porção respectiva para cada uma da pluralidade de fontes e a segunda porção respectiva para cada uma da pluralidade de fontes para a produção de uma porção separada total para cada uma da pluralidade de fontes.

10. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o motor de separação de fonte ser configurado para a separação dos dados sísmicos gravados de forma mais conservadora do que os dados de interferência sísmica atenuada.

11. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o motor de separação de fonte ser configurado para a separação dos dados sísmicos gravados sem o uso de dados compreendendo uma localização ou um tempo de atuação de uma fonte contribuindo para a interferência sísmica.

12. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o motor de separação de fonte ser configurado para adicionar a porção residual de interferência sísmica atenuada atualizada para a porção separada total para cada uma da pluralidade de fontes.

13. Sistema, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de o motor de atenuação de interferência ser configurado para não realizar uma atenuação de interferência sísmica na respectiva porção para uma pluralidade de fontes.

14. Meio que pode ser lido em máquina não transitório, caracterizado pelo fato de armazenar instruções executáveis por um recurso de processamento para fazer com que um sistema de computação: separe dados sísmicos gravados em uma porção atribuída a uma fonte e uma porção residual, em que a porção atribuída a uma fonte corresponde a um elemento de fonte ou a uma unidade de fonte; e em que a porção residual é determinada com base nos dados sísmicos gravados, um operador de composição, e dados separados para atuações individuais de um elemento de fonte ou uma unidade de fonte; execute uma atenuação de interferência sísmica na porção residual para a identificação de interferência sísmica na porção residu- al; e subtraia a interferência sísmica dos dados sísmicos gravados.

15. Meio, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de a porção residual representar pelo menos um dentre: energia primária residual, ruído residual, energia de interferência sísmica e diafonia.

16. Meio, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de os dados sísmicos serem gravados a partir de um elemento de fonte ou uma unidade de fonte tendo uma atuação com dither.

17. Meio, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de as instruções para separação dos dados sísmicos gravados compreenderem instruções para a minimização de forma iterativa de uma função de custo que descreve a porção residual.

18. Meio, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de as instruções para subtração da interferência sísmica dos dados sísmicos gravados produzirem dados sísmicos gravados de interferência sísmica atenuada; e ainda incluindo instruções para separação dos dados sísmicos gravados de interferência sísmica atenuada para a produção de um sinal separado para a fonte e um resíduo atualizado.

19. Meio, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de ainda incluir instruções para a adição do resíduo atualizado ao sinal separado para a fonte.

20. Método de geração de um produto de dados geofísicos, o método caracterizado pelo fato de compreender: a obtenção de dados geofísicos; o processamento dos dados geofísicos para a geração do produto de dados geofísicos, em que o processamento dos dados geofísicos compreende: a separação, por uma máquina, de dados sísmicos gravados em uma porção atribuída a uma fonte e uma porção residual; e a execução, pela máquina, de uma atenuação de interferência sísmica na porção residual.

21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de ainda compreender a gravação do produto de dados geofísicos em um meio que pode ser lido em máquina não transitório adequado para a importação na costa.

22. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de o processamento de dados geofísicos compreender o processamento dos dados geofísicos em alto-mar ou na costa.