BR102015021137A2

BR102015021137A2 - avaliação de impacto de pesquisas sísmicas marinhas

Info

Publication number: BR102015021137A2
Application number: BR102015021137A
Authority: BR
Inventors: Neil Hugh Richard Turnbull
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2014-09-03
Filing date: 2015-08-31
Publication date: 2016-03-22
Also published as: US20160061977A1; NO20151126A1; US10466378B2; AU2015218416A1; AU2015218416B2; NO346868B1; BR102015021137B1

Abstract

resumo patente de invenção: "avaliação de impacto de pesquisas sísmicas marinhas". a presente invenção refere-se aos métodos e sistemas para avaliação em tempo quase real de defeitos nos dados sísmicos resultantes de ruído e desvios do sistema de aquisição de dados sísmicos durante uma pesquisa marinha são descritos. os métodos e sistemas aplicam a modelagem de avanço a um modelo de uma formação subterrânea para gerar dados sísmicos sintéticos com base no ruído e desvios no sistema de aquisição de dados sísmicos. os dados sísmicos sintéticos representam os dados sísmicos que seriam coletados por uma pesquisa marinha realizada em uma formação subterrânea com a mesma estrutura que o modelo de terra e inclui defeitos que resultam do ruído e desvios no sistema de aquisição de dados sísmicos. a estimativa de erro é aplicada aos dados sísmicos sintéticos a fim de avaliar os defeitos em diferentes estágios do processamento de dados sísmicos.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "AVALIAÇÃO DE IMPACTO DE PESQUISAS SÍSMICAS MARINHAS".

Referência Cruzada a um Pedido Relacionado [001] Esse pedido reivindica os benefícios do pedido provisório 62/045.352, depositado em 3 de setembro de 2014.

Antecedente [002] Recentemente, a indústria de petróleo tem investido pesa-damente no desenvolvimento de técnicas de pesquisa marinha e métodos de processamento de dados sísmicos aperfeiçoados a fim de aumentar a resolução e precisão de imagens sísmicas de formações subterrâneas. As pesquisas marinhas iluminam uma formação subterrânea localizada sob um corpo de água com sinais acústicos produzidos por uma ou mais fontes sísmicas submersas. Os sinais acústicos percorrem descendentemente através da água e para dentro da formação subterrânea. Nas interfaces entre diferentes tipos de rocha ou sedimento da formação subterrânea, uma parte da energia de sinal acústico pode ser refratada, uma parte pode ser transmitida, e uma parte pode ser refletida de volta na direção da superfície da formação e para dentro do corpo de água. Uma pesquisa marinha típica é realizada com uma embarcação de pesquisa que passa sobre a formação subterrânea iluminada enquanto reboca as estruturas tipo cabo alongado chamadas de cabos streamer. Os cabos streamer podem ser equipados com um número de sensores de pressão duplos e movimento de partícula de mesma localização que detectam os campos de onda de pressão e movimento de partícula vertical, respectivamente, associados com os sinais acústicos refletidos de volta para dentro da água a partir da formação subterrânea. Os sensores de pressão geram dados sísmicos que representam o campo de onda de pressão e os sensores de movimento de partícula geram dados sísmicos que representam o campo de onda de movimento de partícula vertical. A em- barcação de pesquisa recebe e registra os dados sísmicos gerados pelos sensores. [003] Depois da aquisição de dados sísmicos, o processamento de dados sísmicos é utilizado para melhorar os dados sísmicos e gerar imagens da formação subterrânea. No entanto, na prática, os dados sísmicos são tipicamente contaminados com ruído devido a qualquer número de diferentes fontes de ruído. Os dados sísmicos também podem ser afetados de forma adversa pelos desvios de sistema de aquisição, tal como a queda de elemento fonte e o desvio dos cabos stre-amer. O ruído e outros fatores que afetam a qualidade dos dados sísmicos são chamados de "defeitos". Se os dados sísmicos adquiridos forem defeituosos ao ponto de os objetivos da pesquisa geofísica não serem alcançados, ações de mitigação tal como manutenção de equipamento mudanças no desenho de aquisição ou rejeição e nova aquisição dos dados podem ser necessárias. Devido ao custo no tempo de produção da embarcação de pesquisa decorrente das ações de mitigação ser grande, é desejável que as medidas de controle de qualidade ("QC") sejam suficientemente rápidas para quantificar o impacto dos defeitos mediante a obtenção dos objetivos geofísicos antes de a embarcação de pesquisa adquirir dados sísmicos adicionais significativos, e suficientemente precisas de modo que o impacto de cada defeito sobre os dados sísmicos possa ser avaliado independentemente e as ações de mitigação mais significativas priorizadas corretamente. Descrição dos Desenhos [004] As figuras 1A e 1B ilustram vistas em elevação lateral e superior, respectivamente, de um sistema de aquisição de dados sísmicos ilustrativos. [005] A figura 2 ilustra uma vista em elevação lateral de um sistema de aquisição de dados sísmicos com uma vista amplificada de um receptor. [006] A figura 3 ilustra percursos de raio ilustrativos que representam percursos de um sinal acústico que percorre de uma fonte para dentro de uma formação subterrânea. [007] A figura 4 ilustra uma representação de uma compilação de disparo comum sintético composto de traços ilustrativos. [008] A figura 5 ilustra uma vista expandida ilustrativa de um ga-ther sintético composto de 38 traços. [009] A figura 6 ilustra um gather de campo de onda de pressão gravado de um campo de onda de pressão real que inclui vários tipos de ruído. [0010] A figura 7 ilustra um gather de campo de onda de velocidade vertical gravado de um campo de onda de velocidade vertical real que inclui vários tipos de defeitos. [0011] A figura 8 ilustra uma vista em elevação lateral de um sistema de aquisição de dados sísmicos marinhos ilustrativo e uma instalação de processamento de dados sísmicos. [0012] A figura 9 exibe uma lista de vários tipos de atributos de sistema de aquisição reais. [0013] A figura 10 ilustra um exemplo de modelagem de avanço utilizada para gerar dados sísmicos sintéticos a partir de um modelo da Terra e atributos de sistema de aquisição reais. [0014] As figuras 11A a 11D ilustram o registro de atributos de sistema de aquisição reais selecionados para a modelagem de avanço. [0015] A figura 12 ilustra um exemplo de estimativa de erro aplicada aos dados sísmicos sintéticos. [0016] A figura 13 ilustra uma comparação ilustrativa da saída de dados sísmicos sintéticos processados em estágios intermediários de processamento de dados sísmicos com a saída de dados sísmicos reais processada nos mesmos estágios do processamento de dados sísmicos. [0017] A figura 14 ilustra um fluxograma de um método para avaliação do impacto dos defeitos nos dados sísmicos marinhos. [0018] A figura 15 ilustra um fluxograma de controle de uma rotina "atributos de sistema de aquisição reais selecionados" chamada no fluxograma da figura 14. [0019] A figura 16 ilustra um fluxograma de controle de uma rotina "avaliar defeitos nos dados sísmicos sintéticos" chamada no fluxograma da figura 14. [0020] A figura 17 ilustra um exemplo de um sistema de computador programado para executar os métodos eficientes de computação de campos de onda de velocidade de partícula vertical aproximados. [0021] As figuras 18 a 22C ilustram resultados computacionais da saída de dados sísmicos processados sintéticos em estágios diferentes de processamento de dados sísmicos com defeitos.

Descrição Detalhada [0022] Essa descrição é direcionada a métodos e sistemas para avaliação de defeitos em tempo quase real em dados sísmicos resultando de ruído e desvios do sistema de aquisição durante uma pesquisa marinha. Os sistemas de aquisição incluem uma embarcação de pesquisa, uma ou mais fontes, cabos streamer, sensores e outros componentes utilizados para conduzir uma pesquisa marinha. Os atributos reais associados com o sistema de aquisição podem ser medidos e gravados antes e durante a pesquisa. Os atributos de sistema de aquisição reais incluem características de posição e engenharia do sistema de aquisição como medidos por sistemas a bordo e características de ruído determinadas a partir dos dados sísmicos gravados. Uti-lizando-se os atributos de sistema de aquisição reais como entrada, os métodos e sistemas aplicam a modelagem de avanço a um modelo de uma formação subterrânea (isso é, "modelo da Terra") para gerar dados sísmicos sintéticos. Os dados sísmicos sintéticos representam os dados sísmicos que seriam coletados por uma pesquisa marinha realizada em uma formação subterrânea com a mesma estrutura que o modelo da Terra e inclui defeitos que resultam de vários tipos de ruído e desvio nos atributos de sistema de aquisição reais. Os dados sísmicos sintéticos são registrados no processamento de dados sísmicos com estimativa de erro para gerar dados sísmicos sintéticos processados em estágios diferentes de processamento de dados sísmicos. Cada defeito nos dados sísmicos sintéticos não processados e processados corresponde a um tipo real de ruído ou desvio real específico no sistema de aquisição. [0023] Os métodos e sistemas permitem o registro seletivo de atributos de sistema de aquisição reais de modo que cada defeito possa ser avaliado isoladamente e/ou em combinação com outros defeitos em qualquer estágio de processamento de dados sísmicos tal como gathers de imagem a jusante. A modelagem de avanço e a estimativa de erro podem ser realizadas em tempo quase real ou durante a aquisição de dados sísmicos de modo que os defeitos possam ser avaliados pelo pessoal de QC durante uma pesquisa marinha. Permitindo-se que o pessoal de QC avalie os defeitos em qualquer momento em uma pesquisa marinha, as etapas de mitigação de correção podem ser realizadas para se reduzir ou eliminar os defeitos de forma temporal, em vez de optar pela abordagem muito mais cara de avaliação de defeitos nos dados sísmicos reais em um estágio posterior na pesquisa quando a oportunidade para se recriar a linha com facilidade ou se aumentar a qualidade de dados subsequentes já passou. [0024] Os dados sísmicos sintéticos e dados sísmicos sintéticos processados podem ser comparados também com os dados sísmicos reais coletados durante uma pesquisa marinha e dados sísmicos reais processados gerados em estágios intermediários de processamento de dados sísmicos a fim de identificar quantitativamente quaisquer de- feitos que possam propagar através do processamento de dados sísmicos e afetar de forma adversa a interpretação de dados sísmicos e configurar a validade de vários parâmetros de modelagem de avanço utilizados para gerar os dados sísmicos sintéticos. [0025] A modelagem de avanço e a estimativa de erro são realizadas em tempo quase real de modo que os efeitos dos defeitos possam ser avaliados pelo pessoal de QC em qualquer momento durante uma pesquisa marinha. O termo "tempo quase real" se refere a um retardo de tempo resultando da coleta, realização da modelagem de avanço e estimativa de erro, e, opcionalmente, transmissão de dados relevantes ou atributos para uma instalação remota. O tempo quase real se refere a situações nas quais um retardo de tempo decorrente da coleta de dados sísmicos, transmissão e realização de modelagem de avanço e estimativa de erro é insignificante ou imperceptível, de modo que o tempo quase real se aproxime do tempo real. O tempo quase real também se refere a retardos de tempo mais longos que ainda são curtos o suficiente para permitir o uso temporal dos resultados da modelagem de avanço e estimativa de erro. [0026] A modelagem de avanço e estimativa de erro também podem ser realizadas como uma parte dos aplicativos de planejamento de pesquisa e antes de a aquisição de dados sísmicos começar. Visto que nenhum dado sísmico real é adquirido, não existem atributos reais, e nenhuma oportunidade de se calibrar o modelo da Terra e considerações de processamento contra a estimativa de Terra real obtida pelo processamento de dados sísmicos reais. A modelagem de avanço pode ser utilizada com o mesmo modelo de Terra, mas os defeitos associados com o sistema de aquisição podem ser hipotéticos, sendo retirados de uma pesquisa similar ou de alguma presunção sobre o desempenho provável dos sistemas de aquisição no ambiente antecipado e configuração de pesquisa. Os resultados produzidos pelos mé- todos e sistemas descritos aqui podem ser utilizados para prever os defeitos a jusante em gathers de imagem e estágios de processamento de dados sísmicos intermediários com base nos defeitos selecionados. [0027] As figuras 1A e 1B ilustram vistas em elevação lateral e superior, respectivamente, de um sistema de aquisição de dados sísmicos ilustrativos compostos de uma embarcação de pesquisa 102 rebocando uma fonte 104 e seis cabos streamer separados 106-111 sob uma superfície livre 112 de um corpo de água. O corpo de água pode ser, por exemplo, um oceano, um mar, um lago, ou um rio, ou qualquer parte dos mesmos. Nesse exemplo, cada cabo streamer é fixado em uma extremidade à embarcação de pesquisa 102 através de um cabo de transmissão de dados de cabo streamer. Os cabos streamer ilustrados 106-111 formam uma superfície de aquisição de dados horizontal plana com relação à superfície livre 112. No entanto, na prática, a superfície de aquisição de dados pode variar suavemente devido a correntes marinhas ativas e condições climáticas. Em outras palavras, apesar de os cabos streamer 106-111 serem ilustrados nas figuras 1A e 1B e figuras subsequentes como retos e substancialmente paralelos à superfície livre 112, na prática, os cabos streamer rebocados podem ondular como resultado de condições dinâmicas do corpo de água onde os cabos streamer são submersos ou podem ter um formato curvo como resultado de a embarcação 102 virar ou como resultado de os dispositivos de direcionamento (não ilustrados separadamente). Uma superfície de aquisição de dados sísmicos não está limitada a possuir uma orientação horizontal plana com relação à superfície livre 112. Os cabos streamer podem ser rebocados em profundidades que formam ângulos entre a superfície de aquisição de dados e a superfície livre 112 ou um ou mais cabos streamer podem ser rebocados em profundidades diferentes. Uma superfície de aquisição de dados não está limitada a seis cabos streamer como ilustrado na figura 1B. Na prática, o número de cabos streamer utilizados para formar uma superfície de aquisição de dados pode variar de um cabo streamer até 20 ou mais cabos streamer. Deve-se notar também que o número de fontes não está limitado a uma única fonte. Na prática, o número de fontes selecionadas para gerar energia acústica pode variar de uma fonte a três ou mais fontes e as fontes podem ser rebocadas em grupos de uma ou mais embarcações. [0028] A figura 1A inclui um plano xz 114 e a figura 1B inclui um plano xy 116 do mesmo sistema de coordenadas Cartesianas possuindo três eixos geométricos de coordenadas espaciais, ortogonais x, y e z. O sistema de coordenadas é utilizado para especificar as orientações e localizações de coordenadas dentro do corpo de água. A direção x especifica a posição de um ponto em uma direção paralela o comprimento dos cabos streamer (ou uma parte especificada quando o comprimento dos cabos streamer é curvo) e é referida como direção "em linha". A direção y especifica a posição de um ponto em uma direção perpendicular ao eixo geométrico x e substancialmente paralelo à superfície livre 112 e é referida como direção de "linha cruzada". A direção z especifica a posição de um ponto perpendicular ao plano xy (isso é, perpendicular à superfície livre 112) com a direção z positiva apontando para baixo e para longe da superfície livre 112. Os cabos streamer 106-111 são cabos longos contendo linhas de transmissão de energia e dados que conectam os receptores representados por retângulos sombreados, tal como o receptor 118, espaçado ao longo do comprimento de cada cabo streamer para o equipamento de aquisição sísmica e dispositivos de armazenamento de dados localizados a bordo da embarcação de pesquisa 102. [0029] A profundidade do cabo streamer abaixo da superfície livre 112 pode ser estimada em vários locais ao longo dos cabos streamer utilizando dispositivos de medição de profundidade anexados aos cabos streamer. Por exemplo, os dispositivos de medição de profundidade podem medir a pressão hidrostática ou utilizar medições de distância acústica. Os dispositivos de medição de profundidade podem ser integrados aos controladores de profundidade, tal com paravanes ou pipas d'água que controlam e mantêm a profundidade e posição dos cabos streamer à medida que os cabos streamer são rebocados através do corpo de água. Os dispositivos de medição de profundidade são tipicamente localizados em intervalos (por exemplo, intervalos de cerca de 300 metros em algumas implementações) ao longo de cada cabo streamer. Note-se que em outras implementações, boias podem ser fixadas aos cabos streamer e utilizadas para manter a orientação e profundidade dos cabos streamer abaixo da superfície livre 112. [0030] A figura 1A lustra uma vista transversal da embarcação de pesquisa 102 rebocando a fonte 104 acima de uma formação subterrânea 120. A curva 122, a superfície de formação, representa uma superfície superior da formação subterrânea 120 localizada no fundo do corpo de água. A formação subterrânea 120 pode ser composta de várias camadas subterrâneas de sedimento e rocha. As curvas 124, 126 e 128 representam interfaces entre as camadas subterrâneas de composições diferentes. Uma região sombreada 130, limitada no topo por uma curva 132 e no fundo por uma curva 134, representa um depósito de hidrocarbonetos subterrâneo, as coordenadas de profundidade e posição dos quais podem ser determinadas, pelo menos em parte, pela análise de dados sísmicos coletados durante uma pesquisa sísmica marinha. À medida que a embarcação de pesquisa 102 move por sobre a formação subterrânea 120, a fonte 104 pode ser ativada para produzir um sinal acústico em intervalos espaciais e/ou temporais. A ativação da fonte 104 é frequentemente chamada de "disparo". Em outras implementações, a fonte 104 pode ser rebocada por uma embarcação de pesquisa e os cabos streamer podem ser rebocados por uma embarcação de pesquisa diferente. A fonte 104 pode ser uma pistola de ar, vibrador marinho, ou composta de um conjunto de pistolas de ar e/ou vibradores marinhos. A figura 1A ilustra um sinal acústico expandindo para fora a partir da fonte 104 como um campo de onda de pressão 136 representado por semicírculos de raio crescente centralizado na fonte 104. As frentes de onda de expansão externa a partir das fontes podem ser tridimensionais (por exemplo, esféricas), mas são ilustradas na seção transversal de plano vertical na figura 1A. A parte de expansão externa e descendente do campo de onda de pressão 136 é chamada de "campo de onda primário" que eventualmente alcança a superfície de formação 122 da formação subterrânea 120, ponto no qual o campo de onda primário pode ser parcialmente refletido a partir da superfície de formação 122 e parcialmente refratado descendentemente para dentro da formação subterrânea 120, tornando-se ondas elásticas dentro da formação subterrânea 120. Em outras palavras, no corpo de água, o sinal acústico é composto basicamente de ondas de pressão por compressão, ou ondas P, enquanto na formação subterrânea 120, as ondas incluem ambas as ondas P e as ondas transversais, ou ondas S. Dentro da formação subterrânea 120, em cada interface entre diferentes tipos de materiais ou em desconti-nuidades na densidade ou em uma ou mais das várias outras características físicas ou parâmetros, ondas de propagação descendente podem ser parcialmente refletidas e parcialmente refratadas. Como resultado disso, cada ponto na superfície de formação 122 e cada ponto nas interfaces 124, 126 e 128 podem ser considerados um refletor que se torna uma fonte de ponto secundário em potencial a partir de onde a energia de onda acústica e elástica, respectivamente, podem emanar ascendentemente na direção dos receptores 118 em resposta ao sinal acústico gerado pela fonte 104 e ondas elásticas de propagação descendente geradas a partir do impulso de pressão. Como ilustrado na figura 1A, ondas secundárias de amplitude significativa podem ser geralmente emitidas a partir dos pontos em ou perto da superfície da formação 122, tal como o ponto 138, e dos pontos em ou muito perto das interfaces na formação subterrânea 120, tal como os pontos 140 e 142. [0031] As ondas secundárias podem ser geralmente emitidas em momentos diferentes dentro de uma faixa de tempos seguindo o sinal acústico inicial. Um ponto na superfície de formação 122, tal como o ponto 138, pode receber um distúrbio de pressão do campo de onda primário mais rapidamente do que um ponto dentro da formação subterrânea 120, tal como os pontos 140 e 142. De forma similar, um ponto na superfície de formação 122 diretamente sob a fonte 104 pode receber um distúrbio de pressão mais cedo do que um ponto que se encontra mais distante da superfície de formação 122. Dessa forma, os momentos nos quais as ondas secundárias e de ordem superior são emitidas a partir de vários pontos dentro da formação subterrânea 120 podem ser relacionados com a distância, no espaço tridimensional, dos pontos da fonte ativada. [0032] Ondas acústicas e elásticas, no entanto, podem percorrer em velocidades diferentes dentro de materiais diferentes além de dentro do mesmo material sob diferentes pressões. Portanto, o tempo de percurso do campo de onda primário e do campo de onda secundário emitido em resposta ao campo de onda primário pode ser uma função da distância da fonte 104 além de materiais e características físicas dos materiais através dos quais os campos de onda percorrem. Adicionalmente, as frentes de onda de expansão secundária podem ser alteradas à medida que as frentes de onda cruzam as interfaces e à medida que a velocidade do som varia no meio atravessado pela onda. A sobreposição das ondas emitidas de dentro da formação subter- rânea 120 em resposta ao campo de onda primário pode ser um campo de onda geralmente complicado que inclui informação sobre os formatos, tamanhos e características de material da formação subterrânea 120, incluindo a informação sobre os formatos, tamanhos e localizações de várias característica refletoras dentro da formação subterrânea 120 de interesse para sismólogos de exploração. [0033] Cada receptor 118 pode ser um sensor de múltiplos componentes composto de um ou mais sensores de movimento de partícula que detectam o movimento de partícula, as velocidades, ou acelerações através do tempo e um sensor de pressão que detecta as variações na pressão da água com o tempo. A figura 2 ilustra uma vista em elevação lateral do sistema de aquisição de dados sísmicos com uma vista amplificada 202 do receptor 118. Nesse exemplo, a vista amplificada 202 revela que o receptor 118 é um sensor de múltiplos componentes composto de um sensor de pressão 204 e um sensor de movimento de partícula 206. O sensor de pressão pode ser, por exemplo, um hidrofone. Cada sensor de pressão pode medir mudanças na pressão da água com o tempo para produzir dados de pressão denotados por p(xr,t), onde xr representa as coordenadas Cartesianas (xr, yr, zr) de um receptor, o subscrito r é um índice de receptor, e t representa o tempo. Os sensores de movimento de partícula podem responder ao movimento da água. Em geral, os sensores de movimento de partícula detectam o movimento das partículas em uma direção normal com relação à orientação do sensor de movimento de partículas e pode responder a tal deslocamento direcional das partículas, velocidade das partículas, ou aceleração das partículas. Um sensor de movimento de partículas que mede o movimento de partículas gera dados de movimento de partículas denotado por g^(_.xr,t). Um sensor de movimento de partículas que mede a velocidade de partículas (isso é, o sensor de velocidade de partículas) gera dados de velocidade de partículas de- notados por F^{%r,t). Um sensor de movimento de partículas que mede a aceleração de partículas (isso é, um acelerômetro) gera dados de aceleração de partículas denotados por a-(xr,t). Os dados gerados por um tipo de sensor de movimento de partículas pode ser convertido em outro tipo durante o processamento de dados sísmicos. Por exemplo, os dados de movimento de partículas pode ser diferenciado para obter dados de velocidade de partículas, e os dados de aceleração de partículas podem ser integrados para obter dados de velocidade de partículas. [0034] Os sensores de movimento de partículas são tipicamente orientados de modo que o movimento das partículas seja medido na direção vertical (isso é, η = (ο,ο,ζ)) caso no qual vz{xr,t) é chamado de dados de velocidade vertical e az(xr,t) é chamado de dados de aceleração vertical. Alternativamente, cada receptor pode incluir dois sensores de movimento de partículas adicionais que medem o movimento de partículas em duas outras direções, n1 e ?t2, que são ortogo- nais a n (isso é, n nx = n-nz = o, onde "·" é o produto escalar) e orto-gonais uma à outra (isso é, n1 · nz = 0). Em outras palavras, cada receptor pode incluir três sensores de movimento de partículas que medem o movimento de partículas em três direções ortogonais. Por exemplo, em adição a ter um sensor de movimento de partículas que mede a velocidade de partículas na direção z para fornecer vz(xrr t), cada receptor pode incluir um sensor de movimento de partículas que mede o campo de onda na direção em linha a fim de obter os dados de velocidade em linha, i?A.(xr, t), e um sensor de movimento de partículas que mede o campo de onda na direção de linha cruzada a fim de obter os dados de velocidade de linha cruzada vy(xr,t). Em determi- nadas implementações, os sensores de movimento de partículas podem ser omitidas e os receptores podem ser compostos de apenas sensores de pressão. [0035] Os cabos streamer 106-111 e a embarcação de pesquisa 102 podem incluir partes eletrônicas de sensor e instalações de processamento de dados que permitem que os dados sísmicos gerados por cada receptor sejam correlacionados com o momento em que a fonte 104 foi ativada, posições absolutas na superfície livre 112, e posições tridimensionais absolutas com relação a um sistema de coordenadas tridimensionais arbitrarias. Os dados de pressão e os dados de movimento de partículas podem ser armazenados no receptor e/ou podem ser enviados ao longo de cabos streamer e cabos de transmissão de dados para a embarcação de pesquisa 102, onde os dados podem ser armazenados eletronicamente ou magneticamente em dispositivos de armazenamento de ados localizados a bordo da embarcação de pesquisa 102. Os dados de pressão e movimento de partículas, velocidade ou dados de aceleração representam campos de onda de pressão e movimento de partícula e, portanto, também podem ser referidos como campo de onda de pressão e movimento de partícula, velocidade ou campo de onda de aceleração, respectivamente. [0036] Retornando-se à figura 2, a seta direcional 208 representa a direção de um campo de onda ascendente no local do receptor 118 e setas de linhas tracejadas 210 e 212 representam um campo de onda descendente produzido pelo reflexo de um campo de onda ascendente a partir da superfície livre 112 antes de alcançar o receptor 118. Em outras palavras, o campo de onda de pressão medido pelos sensores de pressão é composto de um componente de campo de onda de pressão ascendente e um componente de campo de onda de pressão descendente, e o campo de onda de movimento de partículas medido pelos sensores de movimento de partículas é composto de um componente de campo de onda ascendente e um componente de campo de onda descendente. O campo de onda descendente, também chamado de "campo de onda fantasma", interfere com os dados de pressão e de movimento de partículas gerados pelos receptores e cria entalhes no domínio espectral de dados sísmicos como explicado abaixo com referência às figuras 6 e 7. [0037] Como explicado acima, cada sensor de pressão 204 e sensor de movimento de partículas 206 gera dados sísmicos que podem ser armazenados nos dispositivos de armazenamento de dados localizados a bordo da embarcação de pesquisa. Cada sensor de pressão e sensor de movimento de partículas pode incluir um conversor de analógico para digital que converte os sinais analógicos dependentes de tempo em uma série de tempo discreta que consiste de um número de valores medidos consecutivamente chamados de "amplitudes" separados no tempo por uma taxa de amostragem. A série de tempo gerada por um sensor de pressão ou movimento de partículas é chamado de "traço" que pode consistir de milhares de amostras coletadas em uma taxa de amostragem típica de cerca de 1 a 5 ms. Um traço é uma gravação de uma resposta da formação subterrânea à energia acústica que passa a partir de uma fonte ativada para dentro da formação subterrânea onde uma parte da energia acústica é refletida e/ou refratada e, por fim, detectada por um sensor como descrito acima. Um traço registra as variações em uma amplitude dependente de tempo que representa a energia acústica na parte do campo de onda secundário medida pelo sensor. A localização de coordenadas de cada amostra de tempo gerada por um sensor em movimento pode ser calculada a partir da informação de posicionamento global obtida a partir de um ou mais dispositivos de posicionamento global localizados ao longo dos cabos streamer, embarcação de pesquisa, e boias e a geometria e disposição conhecidas dos cabos streamer e sensores. Um traço ge- rado por um sensor de pressão ou de movimento de partículas são dados de campo de onda que podem ser representados como um conjunto de amplitudes dependentes de tempo denotadas por: trr(t) = {ar(tj)}J.=i onde: [0038] j é um índice de amostra de tempo [0039] J é o número de amostras de tempo; e [0040] ar(tj) é a pressão ou amplitude de movimento de partículas na amostra de tempo tj. [0041] Por exemplo, p(xr,t) é o traço gerado por um sensor de pressão e i^(xT,t) é o traço gerado por um sensor de movimento de partículas vertical. Cada traço também inclui um cabeçalho de traço não representado na equação (1) que identifica o receptor específico que gerou o traço, coordenadas GPS de receptor, e podem incluir taxa de amostragem de tempo e número de amostras. [0042] Como explicado acima, o campo de onda secundário chega tipicamente primeiro nos receptores localizados mas perto das fontes. A distância das fontes para um receptor é chamada de "desvio entre fonte e receptor", ou simplesmente "desvio", que cria um retardo no tempo de chegada de um campo de onda secundário a partir de uma interface dentro da formação subterrânea. Um desvio maior geralmente resulta em um retardo de tempo de chegada maior. Os traços são coletados para formar um "gather" que pode ser processado adicionalmente utilizando-se várias técnicas de processamento de dados sísmicos a fim de obter informação sobre a estrutura da formação subterrânea. [0043] A figura 3 ilustra exemplos de percursos de raio de um sinal acústico 300 que percorre da primeira fonte 104 para ou para dentro da formação subterrânea 120. Os raios de linhas tracejadas, tal como os raios 302, representam a energia acústica refletida a partir da superfície de formação 122 para os receptores 118 localizados ao longo do cabo streamer 108, e os raios de linhas sólidas, tal como os raios 304, representam a energia acústica refletida a partir da interface 124 para os receptores 118 localizados ao longo do cabo streamer 108. Note-se que por motivos de simplicidade de ilustração apenas alguns dos percursos de raio são representados. Cada sensor de pressão pode medir a variação de pressão e cada sensor de movimento de partículas pode medir o movimento de partícula, velocidade ou aceleração da energia acústica refletida partir da formação subterrânea 120 ou interfaceia com a mesma. No exemplo da figura 3, os sensores de movimento de partículas localizados em cada receptor 118 medem a velocidade de partículas vertical do campo de onda emanando da formação subterrânea 120. Os dados de pressão hidrostática e/ou dados de movimento de partícula gerados em cada receptor 118 podem ser amostrados no tempo e gravados como traços separados. No exemplo da figura 3, a coleção de traços gerada pelos receptores 118 ao longo do cabo streamer 108 para uma única ativação da fonte 104 podem ser coletados para formar um "gather de disparo comum". Os traços gerados pelos receptores localizados ao longo de cada um dos outros cinco cabos streamer para a mesma ativação podem ser coletados para formar gathers de disparo comum separados, cada gather sendo associado com um dos cabos streamer. [0044] A figura 4 ilustra uma representação de um gather de disparo comum composto de traços ilustrativos do campo de onda medidos pelos cinco receptores localizados ao longo do cabo streamer 108 ilustrado na figura 3. O eixo geométrico vertical 401 representa o tempo e o eixo geométrico horizontal 402 representa os números de traço com o traço "1" representando os dados sísmicos gerados pelo receptor 118 localizado mais perto da fonte 104 e o traço "5" representando os dados sísmicos gerados pelo receptor 118 localizado mais distante da fonte 104. Os traços 404-408 podem representar a variação de amplitude de qualquer um dos dados de pressão ou dados de movimento de partícula medidos pelos sensores correspondentes dos cinco receptores 118. Os traços ilustrativos incluem wavelet ou pulsos 410-419 que representam o campo de onda ascendente medido pelos sensores de pressão ou sensores de movimento de partículas. As distâncias ao longo dos traços 404-408 a partir do momento zero até os wavelet 410-414 representam o tempo de percurso de ida e volta da saída de energia acústica a partir da fonte 104 para a superfície de formação 122 e para os receptores 118 localizados ao longo do cabo streamer 108, e wavelet 415-419 representam o tempo de percurso de ida e volta mais longo da saída de energia acústica a partir da fonte 104 para a interface 124 e para os mesmos receptores 118 localizados ao longo do cabo streamer 108. A amplitude do pico ou parte vazada dos wave-let 410-419 indica a magnitude da energia acústica refletida gravada pelos receptores 118. [0045] Os tempos de chegada X o desvio entre a fonte e o receptor são maiores com o desvio entre a fonte e o receptor crescente. Como resultado disso, os wavelet gerados por uma superfície de formação ou uma interface são coletivamente chamados de "onda refletida" que rastreia uma curva hiperbólica. Por exemplo, a curva hiperbólica 420 representa a distribuição hiperbólica dos wavelet 415-419 a partir da interface 124, que são chamados de "onda refletida em interface". [0046] A figura 5 ilustra uma vista expandida de um gather composto de 34 traços. Cada traço, tal como o traço 502, varia em amplitude com o tempo e representa a energia acústica refletida a partir de uma superfície de formação subterrânea e cinco interfaces diferentes dentro da formação subterrânea como medido por um sensor de pres- são ou um sensor de movimento de partícula. Na vista expandida, os wavelet que correspondem aos reflexos da superfície de formação ou uma interface dentro da formação subterrânea aparecem acorrentados juntos para formar ondas refletidas. Por exemplo, os wavelet 504 com o tempo de trânsito mais curto representam uma onda refletida em superfície de formação, e wavelet 506 representam uma onda refletida na interface emanando de uma interface logo abaixo da superfície de formação. As ondas refletidas 508-511 representam os reflexos das interfaces localizadas mais profundamente dentro da formação subterrânea. [0047] O gather ilustrado na figura 4 é classificado em um domínio de disparo comum e o gather ilustrado na figura 5 é classificado em um domínio de receptor comum. Um domínio é uma coleção de ga-thers que compartilham um atributo geométrico comum com relação aos locais de gravação de dados sísmicos. Os dados sísmicos podem ser classificados em qualquer domínio adequado para examinar as características de uma formação subterrânea incluindo um domínio de receptor comum, um domínio de estação receptora comum, ou um domínio de ponto intermediário comum. [0048] Na prática os dados de pressão e dados sísmicos de velocidade vertical são tipicamente contaminados com vários tipos de ruído e podem gravar outros efeitos adversos atribuídos aos desvios no sistema de aquisição de dados sísmicos. O ruído e os efeitos adversos são coletivamente chamados de "defeitos", que podem ter efeitos adversos a jusante em qualquer uma das imagens geradas aa partir dos dados sísmicos. [0049] A figura 6 ilustra um gather de campo de onda de pressão gravado de um campo de onda de pressão real que inclui vários tipos de defeitos. O campo de onda de pressão foi gerado utilizando-se uma primeira fonte rebocada a uma profundidade de cerca de 5 metros abaixo da superfície livre e disparado em um momento 988 ms depois do início da gravação, e uma segunda fonte rebocada a uma profundidade de cerca de 9 metros abaixo da superfície livre e disparada a 155 ms. O eixo geométrico horizontal 602 representa um traço ou índice de canal ao longo de um cabo streamer e o eixo geométrico vertical 604 representa tempo. As curvas de formato hiperbólico 606 começando a cerca de 3 segundos ao longo do eixo geométrico de tempo 604 correspondem a reflexos primários e múltiplos de energia acústica entre a superfície livre e uma formação subterrânea. Os reflexos incluem campos de onda ascendente e descendente descritos acima com referência à figura 2. O campo de onda de pressão também registra uma chegada direta 608 associada com a primeira fonte e uma chegada direta 610 associada com a segunda fonte. Os sensores de pressão localizados mais perto da embarcação de pesquisa (isso é, menor número de traços) gravam o ruído mecânico transversal 612 pela duração do campo de onda de pressão gravado. O campo de onda de pressão também grava o ruído "de onda V" final 614 e 616. [0050] A figura 7 ilustra um gather de campo de onda de velocidade vertical gravado de um campo de onda de velocidade vertical real que inclui vários tipos de defeitos. O campo de onda de velocidade vertical foi gerado pelos sensores de movimento de partículas localizados juntos com os sensores de pressão ao longo do mesmo cabo streamer utilizado para gerar o gather de campo de onda de pressão na figura 6. O eixo geométrico horizontal 702 representa um traço ou índice de canal ao longo do cabo streamer e o eixo geométrico vertical 704 representa o tempo. Como o campo de onda de pressão, o campo de onda de velocidade vertical também ilustra curvas de formato hiperbólico 706 começando a cerca de 3 segundos ao longo do eixo geométrico de tempo 704 que corresponde a reflexos primários e múltiplos da energia acústica entre a superfície livre e uma formação sub- terrânea. O campo de onda de velocidade vertical também registra uma chegada direta 708 associada com a primeira fonte e uma chegada direta 710 associada com a segunda fonte. Além do campo de onda de pressão ilustrado na figura 6, o campo de onda de velocidade vertical registra o ruído do reboque 712 (isso é, ruído de vibração do cabo streamer) que aparece como manchas ou sombreamento por todo o gather de campo de onda de velocidade vertical. A figura 7 inclui uma representação do domínio de frequência de número de onda 714 produzida pela transformação do campo de onda de velocidade vertical a partir do domínio de espaço e tempo em domínio de número de onda e frequência utilizando uma transformação Fourier. A representação de domínio de número de onda e frequência 714 revela o ruído de reboque como o sombreamento branco 716 em uma faixa de frequência abaixo de cerca de 40 Hz. O ruído de reboque é tipicamente medido em uma amplitude menor por sensores de pressão e, portanto, não aparece como ruído nas representações de domínio de espaço e tempo e número de onda e frequência do campo de onda de pressão na figura 6. Na figura 7, o campo de onda de velocidade vertical também inclui "ruído de pássaros" criado pelos controladores de profundidade (também chamados de "pássaros") anexados aos cabos streamer em intervalos espaçados de forma regular. O ruído de pássaros é gravado como esfriamentos espaçados de forma regular 718 pela duração do campo de onda de velocidade vertical. Os esfriamentos 718 correspondem a locais espaçados regularmente dos controladores de profundidade ao longo do cabo streamer. [0051] As figuras 6 e 7 ilustram apenas uma fração dos tipos de defeitos que podem de fato contaminar os dados sísmicos gravados durante uma pesquisa marinha. Como ilustrado nas figuras 6 e 7, determinados tipos de ruído são gravados até determinado ponto pelos sensores de pressão e movimento de partículas enquanto outros tipos de ruído são gravados quase que exclusivamente por sensores de pressão ou sensores de movimento de partículas. [0052] A figura 8 ilustra uma vista em elevação lateral de um sistema de aquisição de dados sísmicos marinhos ilustrativos 800 que inclui uma embarcação de pesquisa 802 rebocando uma fonte 804 e cabos streamer 806 acima de uma formação 808. A figura 9 exibe uma lista não exaustiva de vários tipos de atributos de sistema de aquisição real que são característicos de uma pesquisa marinha típica. O termo "real" se refere a parâmetros mensuráveis e quantificáveis reais ou quantidades obtidas a partir das medições no tempo da pesquisa. Os atributos do sistema de aquisição reais listados na figura 9 são categorizados como atributos fonte, atributos de receptor, e atributos de ruído. Os atributos de fonte e receptor são características de posição e engenharia do sistema de aquisição como medido por sistemas a bordo, tal como localizações de coordenadas e profundidades dos elementos fonte (por exemplo, pistolas de ar) e receptores. Os atributos de ruído incluem categorias de ruído propagado mecanicamente, ruído acústico, e ruído elétrico. Os atributos de sistema de aquisição reais podem ser especificados antes da realização de uma pesquisa marinha e/ou medidos durante a pesquisa marinha. [0053] Retornando-se à figura 8, os mesmos atributos do sistema de aquisição reais associados com o sistema de aquisição de dados sísmicos marinhos 800 podem ser transmitidos (por exemplo, através de comunicações via satélite) para uma instalação de processamento de dados sísmicos em terra 810. Agora, a configuração real da formação 808 é desconhecida e os efeitos que os atributos de sistema de aquisição reais teriam em uma estimativa da formação, produzida a partir dos dados sísmicos gravados pelo sistema de aquisição de dados sísmicos 800, seriam desconhecidos. Os métodos descritos abaixo recebem como entrada os atributos de sistema de aquisição reais e aplicam a modelagem de avanço e estimativa de erro a um modelo da Terra, tal como o modelo da Terra 812, para computar os dados sísmicos sintéticos em tempo quase real sem os defeitos com base nos atributos do sistema de aquisição livres de defeito e dados sísmicos com defeitos resultantes dos atributos de sistema de aquisição reais selecionados. O modelo de Terra ilustrativo 812 inclui uma superfície livre 814, uma superfície de formação horizontal 816, e uma interface horizontal 818. A modelagem de avanço e estimativa de erro são aplicadas em tempo quase real e podem ser utilizadas em qualquer ponto da aquisição de dados sísmicos a bordo da embarcação de pesquisa 802 e/ou na instalação de processamento de dados sísmicos 810 para prever os efeitos que um ou mais dos atributos do sistema de aquisição reais teriam nos dados sísmicos reais. Os métodos permitem que o pessoal de QC a bordo da embarcação de pesquisa 802 e/ou na instalação de processamento de dados sísmicos 810 avaliem cada defeito isoladamente ou em comunicação com outros defeitos e decidam sobre as ações de mitigação durante ou antes do início da pesquisa. [0054] A figura 10 ilustra um exemplo de modelagem de avanço utilizada para gerar dados sísmicos sintéticos a partir de um modelo de Terra e atributos do sistema de aquisição reais de uma pesquisa marinha. A modelagem de avanço 1002 recebe como entrada um modelo de Terra 1004 e atributos do sistema de aquisição reais livres de defeito 1006. O modelo de Terra 1004 pode ser um pico único que representa uma superfície de formação ou uma interface de uma formação subterrânea. O modelo de Terra 1004 pode ser um modelo bi ou tridimensional de uma formação localizada abaixo de um corpo de água e composta de uma superfície de formação horizontal e qualquer número de interfaces horizontais entre as camadas de espessuras diferentes com propriedades definidas que podem incluir velocidade sísmica, densidade e uma taxa inversa de atenuação de sinal ("Q"), tal como o modelo de Terra 812 ilustrado na figura 8. O modelo de Terra 1004 pode ser um modelo bi ou tridimensional mais complicado de uma formação localizada abaixo de um corpo de água que pode incluir vales, superfícies formatadas irregularmente, e variações na velocidade sísmica, densidade e taxa inversa de atenuação de sinal Q. Os atributos do sistema de aquisição 1006 incluem a configuração de pesquisa e embarcação 1008, os atributos de fonte 1010, os atributos de receptor 1012, e atributos de ruído 1014. A configuração de embarcação de pesquisa 1008 inclui a informação sobre as características e do tipo de embarcação de pesquisa. Os atributos de fonte 1010, os atributos de receptor 1012, e os atributos de ruído 1014 incluem todos ou parte dos atributos do sistema de aquisição reais listados na figura 9. [0055] A modelagem de avanço 1002 computa a resposta do modelo de Terra que seria medido pelos receptores configurados e operados de acordo com os atributos de receptor 1012 para a energia sísmica gerada por uma fonte configurada e operada de acordo com os atributos de fonte 1010. A modelagem de avanço 1002 inclui uma série de operações de submodelagem computacional, tal como modelagem de cobertura 1016, modelagem de resposta de fonte 1018, modelagem de resposta de receptor 1020, e modelagem de ruído sintético 1022. A modelagem de cobertura 1016 modela de forma computacional os espaços de cobertura, o desvio dos cabos streamer, e efeitos de azimute com base nas posições da fonte e do receptor. A modelagem de resposta de fonte 1018 modela a operação da fonte com base na temporização de fonte, profundidade, geometria e assinaturas de elemento fonte (por exemplo, assinaturas de fonte nocional) determinadas a partir dos atributos de fonte. A modelagem de resposta de receptor 1020 modela a profundidade do receptor, fase e sensibilidade com base nos atributos de receptor. A modelagem de ruído sintético 1022 utiliza atributos de ruído 1014 para parametrizar um modelo de ruído com base em funções de biblioteca para vários tipos de ruídos listados na figura 9. [0056] A modelagem de avanço 1002 produz dados sísmicos sintéticos 1024, tal como um campo de onda de pressão sintético e/ou um campo de onda de velocidade vertical sintético. Os dados sísmicos sintéticos 1024 podem incluir defeitos com base em determinados atributos de fonte reais, atributos de receptor, e atributos de ruído dos atributos de sistema de aquisição reais. Por exemplo, supondo-se que a modelagem de avanço 1002 receba como entrada o modelo de Terra 812 ilustrado na figura 8 e determinados atributos do sistema de aquisição reais listados na figura sejam selecionados. A modelagem de avanço 1002 pode ser utilizada para computar um campo de onda de pressão sintético e um campo de onda de velocidade vertical sintético que representam a resposta de uma formação subterrânea com a mesma estrutura que o modelo de Terra 812 teria para ativação da fonte 804. Os dados de pressão sintética e sísmicos de velocidade vertical incluiriam os defeitos que resultam dos atributos do sistema de aquisição reais selecionados. [0057] Os métodos permitem que os defeitos produzidos pelos atributos do sistema de aquisição reais sejam avaliados isoladamente ou em combinação com outros defeitos permitindo que o pessoal de QC selecione os atributos de sistema de aquisição reais como entrada para a modelagem de avanço 1002. As figuras 11A a 11D ilustram a entrada dos atributos do sistema de aquisição reais selecionados 1006 na modelagem de avanço 1002. No exemplo das figuras 11Aa 11 D, a modelagem de avanço 1002 recebe o modelo de Terra 1004 e os atributos do sistema de aquisição reais são selecionados para registro. Os atributos do sistema de aquisição individuais são denotados por A-i, A2,...,An. Por exemplo, A, pode representar um tipo de ruído de cabo streamer e Ai+1 pode representar a profundidade da fonte. Nesse exemplo, a modelagem de avanço 1002 gera os dados sísmicos de pressão sintéticos 1102 e dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos 1104. A modelagem de avanço 1002 pode ser utilizada para gerar os dados sísmicos de pressão sintéticos 1102 e os dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos 1104 em um domínio em particular. Por exemplo, os dados sísmicos de pressão sintéticos 1102 e os dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos 1104 podem ser classificados em um domínio de disparo comum, um domínio de ponto intermediário comum, um domínio de estação receptora comum, ou domínio de receptor comum. [0058] Como ilustrado nas figuras 11A a 11 D, os atributos do sistema de aquisição reais individuais podem ser selecionados pelo pessoal de QC. Caixas sombreadas ou não nos dados sísmicos sintéticos 1102 e 1104 são utilizadas para representar o "ligar" ou "desligar" do atributo do sistema de aquisição real em particular. Quando um atributo do sistema de aquisição real não for selecionado, o atributo de sistema de aquisição livre de defeitos padrão é registrado. Por exemplo, na figura 11 A, todos os atributos do sistema de aquisição são "desligados" (isso é, as caixas não estão sombreadas). Como resultado disso, os dados sísmicos sintéticos 1102 e 1104 são gerados com os atributos do sistema de aquisição livre de defeitos padrão. Como resultado disso, os dados sísmicos sintéticos 1102 e 1104 não contêm quaisquer defeitos que seriam produzidos pelos atributos do sistema de aquisição reais. Quando um ou mais dos atributos do sistema de aquisição reais são "ligados", os atributos do sistema de aquisição reais "ligados" são registrados para a modelagem de avanço 1002 e os atributos do sistema de aquisição livre de defeitos associados com os atributos de sistema de aquisição "designados" são registrados na modelagem de avanço 1002. Na figura 11B, os atributos de sistema de aquisição reais individuais, A3 são "ligados", o que resulta em um de- feito 1106 nos dados sísmicos de pressão sintéticos 1102. Por exemplo, os atributos do sistema de aquisição reais "desligados" A3 podem representar a modelagem de avanço 1002 realizada com cabos stre-amer retos que não possuem quaisquer furos de cobertura, enquanto o atributo do sistema de aquisição real "ligado" A3, como ilustrado, pode representar a modelagem de avanço 1002 realizada com os formatos de cabo streamer reais com desvio. Na figura 11C, atributos do sistema de aquisição reais individuais Ai são "ligados", o que resulta em um defeito 1108 nos dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos 1104. Por exemplo, os tributos do sistema de aquisição reais "desligados" At podem representar a modelagem de avanço 1002 realizada com a separação de fonte nominal constante, enquanto o atributo do sistema de aquisição real "ligado" A-,, como ilustrado, pode representar a modelagem de avanço 1002 realizada com a variação de geometria de fonte real. Na figura 11 D, atributos de sistema de aquisição reais individuais A2 e AN ambos "ligados" o que resulta em um defeito correspondente 1110 nos dados sísmicos de pressão sintética 1102 e defeito 1112 nos dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos 1104. Por exemplo, os atributos do sistema de aquisição reais "desligados" A2 e An representar a modelagem de avanço 1002 realizada sem qualquer ruído de reboque e nenhum ruído de pássaro, enquanto o atributo de sistema de aquisição real "ligado" A2 e AN, como ilustrado, pode representar a modelagem de avanço 1002 realizada com o ruído de reboque real e ruído de pássaro real. Os atributos do sistema de aquisição reais individuais que resultam nos defeitos em ambos os dados sísmicos sintéticos 1102 e 1104 podem ser registrados na modelagem de avanço 1102. [0059] A figura 12 ilustra um exemplo da estimativa de erro 1202 aplicada aos dados sísmicos de pressão sintéticos 1204 e dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos 1206 em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos 1208. Os estágios diferentes de processamento de dados sísmicos 1208 são identificados como estágio 1, estágio 2, até o estágio n. Por exemplo, o estágio 1 pode representar o condicionamento de dados sísmicos e a remoção de ruído ou de um aspecto particular do condicionamento e remoção de ruído. O estágio 2 pode representar a remoção de fantasmas no lado do receptor onde o campo de onda de pressão ou o campo de onda de velocidade vertical é separado em campos de onda ascendente e descendente. O campo de onda de pressão ascendente ou campo de onda de velocidade vertical ascendente é o campo de onda de receptor sem fantasmas utilizado em estágios subsequentes de processamento de dados sísmicos. Outros estágios intermediários de processamento de dados sísmicos 1208 podem incluir, mas não estão limitados a, remoção de fantasmas do lado de fonte, classificação de domínio, saída normal ("NMO"), saída de imersão ("DMO"), empilhamento, filtragem, múltiplas remoções, análise de velocidade, migração de tempo, e migração de profundidade. O estágio final, estágio n, pode aplicar uma condição de criação de imagem para gerar um gather de imagem. A estimativa de erro 1202 pode ser utilizada para gerar dados sísmicos sintéticos processados em diferentes estágios do processamento de dados sísmicos a fim de avaliar os defeitos no isolamento ou em combinação e avaliar a propagação dos defeitos em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos. [0060] A figura 12 fornece um exemplo de como a estimativa de erro 1202 pode ser utilizada para rastrear dois defeitos propagados através do processamento de dados sísmicos 1208. A modelagem de avanço 1002 pode ser utilizada para gerar dados sísmicos de pressão sintéticos sem defeitos 1210 e dados sísmicos de pressão sintéticos com um primeiro defeito 1212. A modelagem de avanço 1002 pode ser utilizada também para gerar dados sísmicos de velocidade vertical sin- téticos sem defeitos 1214 e dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos com um segundo defeito 1216. A estimativa de erro 1202 pode ser utilizada para computar a diferença 1218 entre os dados sísmicos de pressão sintéticos 1210 e 1212 e a diferença 1220 entre os dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos 1214 e 1216. A estimativa de erro 1202 pode ser utilizada para enviar os dados sísmicos sintéticos processados com e sem defeitos em estágios selecionados de processamento de dados sísmicos 1208. Por exemplo, no estágio 1 do processamento de dados sísmicos 1208, os dados sísmicos sintéticos sem ruído e condicionados sem defeitos 1222 e dados sísmicos sintéticos sem ruído e condicionados com o primeiro defeito 1224 e com o segundo defeito 1126 podem resultar. No estágio 2 do processamento de dados sísmicos 1208, um campo de onda de receptor sem fantasmas (isso é, campo de onda ascendente) sem defeitos 1228 pode ser computado a partir da pressão sintética e dados sísmicos de velocidade vertical 1210 e 1214, um campo de onda de receptor sem fantasmas com o primeiro defeito 1230 podem ser computados a partir dos dados sísmicos de pressão e velocidade vertical sintéticos 1212 e 1214, e um campo de onda de receptor sem fantasmas com o segundo defeito 1232 pode ser computado a partir de dados sísmicos de pressão e velocidade vertical sintéticos 1210 e 1216. O estágio n pode ser utilizado para computar os dados sísmicos sintéticos migrados em profundidade sem defeitos 1234, dados sísmicos sintéticos migrados em profundidade com o primeiro defeito 1236, e dados sísmicos sintéticos migrados em profundidade com o segundo defeito 1238. A estimativa de erro 1202 direciona o processamento de dados sísmicos 1208 para computar os gathers de imagem 1240, 1242, e 1244. O ga-ther de imagem 1240 está livre de defeitos e é computado a partir dos dados sísmicos sintéticos originais 1210 e 1214 sem defeitos. O gather de imagem 1242 inclui o primeiro defeito que é computado a partir dos dados sísmicos sintéticos 1212 e 1214. O gather de imagem 1244 inclui o segundo defeito que é computado a partir dos dados sísmicos sintéticos 1210 e 1216. [0061] A estimativa de erro 1202 permite que um ou mais defeitos sejam rastreados e medidos em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos 1208. Por exemplo, os dados sísmicos sintéticos processados 1218, 1224, 1230, 1236 e 1242 com o primeiro defeito são enviados em estágios intermediários de processamento de dados sísmicos. O pessoal de QC pode comparar os dados sísmicos sintéticos 1218, 1224, 1230, 1236 e 1242 com o primeiro defeito com os dados sísmicos sintéticos 1218, 1222, 1228, 1234 e 1240 sem defeitos a fim de avaliar os efeitos do primeiro defeito em estágios intermediários do processamento de dados sísmicos. [0062] A estimativa de erros 1202 também pode utilizar métricas para avaliar quantitativamente a diferença entre os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos e os dados sísmicos sintéticos processados com um ou mais defeitos. Um primeiro exemplo de uma métrica que pode ser utilizada é o erro de raiz quadrada média. RMSr - (2) onde [0063] RMSr β o erro de raiz quadrada média ("RMS") entre o canal r dos dados sísmicos sem defeitos e os dados sísmicos com um ou mais defeitos; [0064] br(tj) é a amplitude no canal r e amostra de tempo tj dos dados sísmicos sem defeito; [0065] bdefr(tj) é a amplitude do canal r e amostra de tempo tj dos dados sísmicos com um ou mais defeitos; e [0066] J é o número de amostras de tempo em cada traço. [0067] A métrica na equação (2) pode ser utilizada para avaliar quantitativamente como um ou mais defeitos afetam os dados sísmicos em estágios intermediários de processamento de dados sísmicos. Por exemplo, a equação (2) pode ser utilizada para computar o erro RMS entre os dados sísmicos sintéticos processados 1222 e 1224, erro RMS entre os dados sísmicos sintéticos processados 1228 e 1230, erro RMS entre os dados sísmicos sintéticos processados 1234 e 1236, e erro RMS entre gathers de imagem 1240 e 1242. Os erros RMS podem então ser comparados para avaliar a propagação do primeiro defeito em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos 1208. [0068] Quando uma diferença de amplitude geral é revelada pelo erro RMS, a diferença de amplitude entre bdefr(tj) e br(tj) pode ser adici-onaimente dividida em uma função que expressa a diferença de amplitude em cada frequência individual. Por exemplo, qualquer diferença de amplitude geral revelada pelo erro RMS pode ser adicionalmente quantificada como uma função da diferença em dB da amplitude X frequência, pela transformação das amplitudes bdefr(tj) e br(tj) em domínio de frequência para obter Bdefr(co) e Br(oo), respectivamente, utilizando-se uma transformação Fourier, onde ω é a frequência angular, e computando a razão |Bderr(co)|/|Br(co)| através do domínio de frequência. [0069] Um segundo exemplo de uma métrica que pode ser utilizada para avaliar quantitativamente a diferença entre os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos e dados sísmicos sintéticos processados com um ou mais defeitos é a correlação cruzada. A correlação cruzada pode ser utilizada como uma medida de similaridade entre dois traços no mesmo canal dos dados sísmicos sintéticos processados com e sem defeitos como uma função de um retardo de tempo. Em particular, a correlação cruzada entre um traço {br(tj)}Jj=1 dos dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos e um traço {bdefr(tj)}Jj=1 dos dados sísmicos sintéticos processados com um ou mais defeitos para o mesmo canal r no retardo de tempo k é fornecido por: CCr(k) = &r (tj)^(*k+j) (3) onde k = 0, 1 [0070] O maior valor CCr(k) fornece uma estimativa da similaridade geral entre os dois traços, e o retardo k do maior valor CCr(k) corresponde à mudança de tempo geral (diferença de fase linear) entre os dois traços. Qualquer diferença de fase mais complicada do que uma mudança de tempo geral pode ser quantificada como uma função da diferença de fase X frequência pela determinação do espectro de fase de CCr(k). [0071] Os efeitos dos defeitos sintéticos também podem ser quantificados em estágios arbitrários além da criação de imagem. Por exemplo, na inversão, os termos de erro sintético calculado dos ga-thers de imagem podem ser propagados em erros consequentes em medições de amplitude X desvio e estimativas de impedância acústica com base nesses gathers. Em outro exemplo, na interpretação quantitativa, os erros na impedância acústica estimada podem ser adicionalmente propagados para determinar o grau no qual degradam a possibilidade de classificação de litologia e distribuição de fluido corretamente. [0072] Os dados sísmicos sintéticos computados em estágios intermediários do processamento de dados sísmicos 1208 também podem ser comparados com os dados sísmicos reais processados computados nos mesmos estágios do processamento de dados sísmicos dos dados sísmicos reais a fim de compreender a propagação quantitativa dos defeitos através dos estágios intermediários de processamento. A figura 13 ilustra uma comparação ilustrativa dos dados sísmicos sintéticos processados enviados nos estágios intermediários do processamento de dados sísmicos 1208 com os dados sísmicos reais processados enviados nos mesmos estágios do processamento de dados sísmicos 1302 aplicados aos dados sísmicos reais 1304. No exemplo da figura 13, os dados sísmicos 1304 gerados pelos receptores durante o processamento de dados sísmicos são registrados no processamento de dados sísmicos 1302. Os dados sísmicos 1304 são medidos utilizando-se os mesmos receptores, fontes e sob as mesmas condições gravadas nos atributos de sistema de aquisição reais 1006 registrados na modelagem de avanço 1002 da figura 12. Por exemplo, os dados sísmicos 1304 podem incluir dados sísmicos de pressão gerados pelos sensores de pressão e/ou dados sísmicos de velocidade vertical gerados por sensores de movimento de partículas de mesma localização. Os dados sísmicos sintéticos processados enviados em cada estágio do processamento de dados sísmicos 1208 podem ser utilizados para prever como os defeitos devem afetar os dados sísmicos reais processados enviados nos mesmos estágios do processamento de dados sísmicos 1302. Os dados sísmicos reais processados 1306-1309 representam os dados sísmicos enviados em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos 1302. Os dados sísmicos reais processados incluem um número de defeitos, representados por caixas sombreadas, adquiridas durante a aquisição de dados sísmicos. Os dados sísmicos reais processados 1306-1309 podem ser comparados aos dados sísmicos sintéticos processados enviados a partir do processamento de dados sísmicos 1208. Por exemplo, os dados sísmicos processados 1307 representam a saída do campo de onda sem fantasmas de lado de receptor no estágio 2 do processamento de dados sísmicos 1302, que podem ser comparados com os dados sísmicos sintéticos processados 1228, 1230 e 1232. Em particular, o primeiro defeito 1312 nos dados sísmicos sintéticos processados 1230 pode ser utilizado para identificar e prever o defeito 1314 nos dados sísmicos processados 1307 e o defeito 1316 pode ser utilizado para identificar e prever o defeito 1318 nos dados sísmicos processa- dos 1307. [0073] As diferenças entre os dados sísmicos processados reais e sintéticos podem não ser tipicamente comparados diretamente por subtração ou outras métricas devido às diferenças não serem puramente indicativas dos efeitos dos defeitos de aquisição dados sísmicos reais são baseados em uma resposta de uma formação subterrânea real enquanto os dados sísmicos sintéticos são baseados em uma resposta do modelo de Terra simulado. Mas, os efeitos podem ser quantificados independentemente dos dados sísmicos processados reais e sintéticos e então os resultados podem ser comparados. Por exemplo, supõe-se que o espectro de amplitude dos dados de pressão reais em um gather de imagem real tenha 6 dB a menos de conteúdo de sinal a 10 Hz do que os dados de pressão adquiridos no outro lado da pesquisa. É determinado também que devido a uma perda de controle, os cabos streamer foram rebocados 1 metro acima do que deveríam no outro lado da pesquisa. A questão que surge é se o defeito na aquisição compensa completamente a característica observada nos dados sísmicos reais, e se um novo disparo do trilho da embarcação seria uma ação de mitigação eficiente. Sem modelagem de avanço e estimativa de erro em tempo quase real como descrito acima, não é possível se determinar sem ambiguidade e antes de a embarcação ser comprometida com sua próxima linha, se os dados devem ser adquiridos novamente. Mas, pela utilização da modelação de avanço e estimativa de erro em tempo quase real como descrito acima, a queda esperada no sinal para o modelo de Terra 1004 e o processamento de dados sísmico 1208 podem ser quantificados pela divisão da amplitude de sinal no resultado que porta o defeito 1242 a partir da modelagem de avanço 1002 com a profundidade real 1 metro acima da especificada pelo desenho de aquisição pela amplitude de sinal correspondente no resultado livre de defeitos 1240 a partir do modelo de avanço 1002 com a profundidade a um valor fixo como especificado pelo desenho de aquisição. Se a queda esperada no sinal previsto por esses meios for substancialmente inferior a 6 dB, isso sugere que a anomalia é uma característica da Terra, o tratamento de amplitude na rota de processamento, ou um aspecto de aquisição além da profundidade do receptor. Considerando-se outro exemplo no qual uma rajada de ruído de onda de baixa frequência está presente nos dados de pressão sísmicos reais, e é desejável se saber o curso do desenho do fluxo que o processamento, o efeito do ruído tem nos dados em cada estágio do processamento de dados sísmicos 1208. Começando com os dados sísmicos sintéticos 1210 e 1212 obtidos pela modelagem de avanço 1002, os dados sísmicos sintéticos 1222-1244 podem ser gerados após a atenuação de ruído, depois da separação de campo de onda, e depois da migração pré-empilhamento com todas as fontes de ruído presentes incluindo o ruído das ondas, e também com o componente de ruído das ondas apenas sendo "desligado". A comparação RMS entre os casos "ligado" e "desligado" depois da atenuação de ruído resulta em um valor para a proporção do ruído nesse estágio que é atribuído apenas ao ruído de ondas mal atenuado residual. A comparação RMS depois da separação de campo de onda resulta em um valor correspondente depois que as operações de manipulação de largura de banda tiverem amplificado qualquer ruído residual. A comparação RMS nos gathers de imagem resulta em uma estimativa do grau no qual a integração pelo operador de migração mitiga os efeitos do ruído. Visto que o ruído de ondas não atenuado residual não pode ser separado de outros termos de ruído nos dados sísmicos reais, a disponibilidade imediata de um modelo sintético com termos para cada atributo de ruído real isoladamente é de utilidade na compreensão das capacidades e limitações de cada estágio em uma determinada abordagem de processamento. [0074] Visto que os dados sísmicos sintéticos podem ser computados com defeitos particulares, o pessoal de QC está mais bem informado quanto ao fato ou não de um defeito em particular observado nos dados sísmicos reais processados ser um defeito de aquisição, um problema de processamento sísmico, ou uma característica real da Terra, visto que os dados sísmicos processados sintéticos correspondentes podem ser utilizados para quantificar quais defeitos devem ser provenientes de atributos de sistema de aquisição real conhecidos e, portanto, podem ser utilizados para determinar se o defeito é de fato esperado ou não. [0075] Os dados sísmicos sintéticos processados computados nos estágios intermediários do processamento de dados sísmicos 1208 podem ser comparados com os dados sísmicos reais processados computados nos mesmos estágios do processamento de dados sísmicos 1302 dos dados sísmicos reais a fim de confirmar a validade das considerações e parâmetros utilizados para computar os dados sísmicos sintéticos processados a partir dos dados sísmicos reais processados. Por exemplo, supondo-se que os dados sísmicos reais ilustrem uma taxa de inversão maior de atenuação de sinal Q do que a taxa de inversão do fator Q de atenuação de sinal utilizado na modelagem de avanço 1002 (isso é, formação subterrânea real possui uma taxa de atenuação inferior ao modelo de Terra). O Q maior é observado como penetração mais profunda de sinal nos dados sísmicos reais 1304 do que seria observado em dados sísmicos sintéticos 1204 e 1206. Essa mesma penetração mais profunda também pode ser observada quando os dados sísmicos reais processados são comparados com os dados sísmicos sintéticos processados enviados nos mesmos estágios do processamento de dados sísmicos. Como resultado disso, quaisquer conclusões tiradas dos dados sísmicos sintéticos processados referentes ao impacto relativo de diferentes defeitos de aquisição po- dem ser descartados e o Q utilizado com o modelo de Terra pode ser recalibrado de acordo com o Q observado e modelagem de avanço 1002 repetida. [0076] A produção do processo de criação de imagem a partir de SEGD através da remoção de fantasmas do lado de receptor, pré-processamento, desmultiplicação, e migração de profundidade utilizando dados sísmicos reais é efetivamente desacoplado do processo de desenho de aquisição, execução, análise de defeitos e aceitação de linha. A escolha de parâmetros de processamento é mais bem informada, de acordo com uma análise dos dados sísmicos sintéticos. As comparações entre os dados sísmicos reais e sintéticos processados geradas nos estágios intermediários do processamento de dados sísmicos podem ser utilizadas para avaliar os problemas de aquisição de dados sísmicos. [0077] Os métodos e sistemas descritos acima reduzem um estreitamento da largura de banda entre os dados disponíveis a bordo da embarcação de pesquisa e dados disponíveis em instalações na costa. Com a modelagem de avanço 1002 e estimativa de erro 1202 realizadas em um modelo de Terra com os atributos de sistema de aquisição reais como registrados, como descrito acima, não existe qualquer estreitamento de largura de banda devido à transmissão de dados sísmicos a partir da embarcação de pesquisa para a instalação na costa visto que o número total de bytes associados com os atributos de sistema de aquisição reais é milhares de vezes menor do que os dados sísmicos reais brutos. Por exemplo, supondo-se que QC deva ser realizada em uma instalação na costa utilizando dados sísmicos reais. Em uma taxa de transmissão de 256 bi/s (215 byte/s) levaria cerca de 68 minutos (aproximadamente 212 segundos) para se transmitir um registro de disparo único completo (aproximadamente 227 bytes) de dados sísmicos reais brutos comprimidos a partir da embarcação de pesquisa para a instalação na costa. Por outro lado, levaria cerca de 1 segundo para se transmitir 215 bytes de atributos de sistema de aquisição reais comprimidos da embarcação de pesquisa para a instalação na costa, que é cerca de três ordens de magnitude mais rápido, e excede de forma significativa a taxa na qual os dados sísmicos foram adquiridos. A transmissão de dados rápida da embarcação de pesquisa para a instalação na costa permite que a modelagem de avanço 1002 e a estimativa de erro 1202 sejam realizadas quase que simultaneamente a bordo da embarcação de pesquisa e/ou na instalação na costa a fim de maximizar a quantidade de informação útil com apenas uma pequena quantidade fixa de dados e saída de dados sísmicos sintéticos é suficientemente representativa par se realizar atividades úteis, tal como QC e teste de parâmetros. [0078] A figura 14 ilustra um fluxograma de um método para avaliar o impacto dos defeitos nos dados sísmicos marinhos. No bloco 1401, um modelo de Terra é recebido, como descrito acima com referencia à figura 8. O modelo de Terra pode ser um pico, um modelo de uma formação subterrânea com uma superfície de formação plana localizada a uma profundidade fixa abaixo de uma superfície livre e possuindo pelo menos uma interface subterrânea plana, ou o modelo de Terra pode ser um modelo mais complexo com uma superfície da formação de formato irregular localizada abaixo de uma superfície livre e possuindo pelo menos uma interface subterrânea plana de forma irregular com vales. O modelo de Terra também pode incluir velocidades sísmicas, densidades e taxas de inversão de atenuação de sinal Q. No bloco 1402, a modelagem de avanço é aplicada ao modelo Terra para computar os dados sísmicos sintéticos com base nos atributos do sistema de aquisição livre de defeitos, como descrito acima com referencia às figuras 10 e 11 A. Os dados sísmicos sintéticos sem defeitos podem ser dados sísmicos de pressão sintéticos, dados sísmicos de ve- locidade vertical sintéticos, ou dados sísmicos de pressão sintéticos e dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos associados com os sensores de pressão e movimento de partícula que estão no mesmo local. No bloco 1403, uma rotina "selecionar atributos de sistema de aquisição reais" é chamada de modo que um ou mais atributos do sistema de aquisição reais possam ser selecionados como entrada para o bloco subsequente 1404. Os um ou mais atributos de sistema de aquisição reais incluem características de configuração de engenharia e coordenadas dos componentes do sistema de aquisição como medidos por sistemas a bordo e incluem caraterísticas de ruído determinadas a partir dos dados sísmicos gravados, como descrito acima com referência à figura 9. No bloco 1404, a modelagem de avanço é aplicada à terra conhecida com um ou mais atributos de sistema de aquisição reais selecionados no bloco 1403 como entrada para computar os dados sísmicos sintéticos com defeitos, como descrito acima com referência às figuras 10 e 11B a 11 D. Os dados sísmicos sintéticos com defeitos podem ser dados sísmicos de pressão sintéticos, dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos, ou dados sísmicos de pressão sintéticos e dados sísmicos de velocidade vertical sintéticos associados com os sensores de pressão e movimento de partículas de mesma localização. No bloco 1405, uma rotina "computar estimativa de erro nos dados sísmicos sintéticos" é chamada para avaliar o efeito dos defeitos selecionados no bloco 1403 nos dados sísmicos sintéticos. [0079] A figura 15 ilustra um fluxograma de controle da rotina "selecionar atributos de sistema de aquisição reais" chamada no bloco 1403 da figura 14. No bloco 1501, os atributos do sistema de aquisição reais são recebidos como entrada. No bloco 1502, a situação dos atributos de sistema de aquisição reais são inicializados como "não selecionados". A figura 14 ilustra os blocos de decisão 1503-1505 que re- presentam a seleção do pessoal de QC dos atributos de sistema de aquisição reais individuais denotados por A1s A2,...,An como descrito acima com referência à figura 11. Quando um atributo é selecionado, os blocos 1506-1508 representam a identificação do atributo como "ligado". Por exemplo, no bloco de decisão 1503, quando o atributo A-, é selecionado o controle flui para o bloco 1506 no qual a situação do atributo AΛ é alterada de "desligado" para "ligado". A elipse 1509 representa uma série de blocos de decisão e blocos nos quais a situação dos atributos Α3,...,ΑΝ_·ι pode ser transformada de "desligado" para "ligado", como descrito acima com referência às figuras 11A-11D. Por exemplo, as operações representadas pelos blocos 1503-1509 podem ser exibidas em uma interface de usuário gráfica que permite que o pessoal da QC "ligue" os atributos individuais "clicando" nos valores de defeito associados com os atributos do sistema de aquisição utilizados para gerar os dados sísmicos sintéticos. Do contrário, quando os atributos individuais são deixados "ligados", os valores livres de defeito associados com o atributo do sistema de aquisição são utilizados para gerar os dados sísmicos sintéticos. Do contrário, quando atributos individuais são deixados "desligados", os valores livres de defeito associados com o atributo do sistema de aquisição são utilizados para gerar os dados sísmicos sintéticos. No bloco 1510, os valores de defeito dos atributos do sistema de aquisição reais associados com os atributos "ligados" são recuperados a partir de um dispositivo de armazenamento de dados. No bloco 1511, os atributos do sistema de aquisição reais livres de defeito associados com os atributos "desligados" são recuperados a partir de um dispositivo de armazenamento de dados. [0080] A figura 16 ilustra um fluxograma de controle da rotina "computar estimativa de erro nos dados sísmicos sintéticos" chamada no bloco 1406 da figura 14. Um circuito para começando com o bloco 1601 representa a execução de cada estágio do processamento de dados sísmicos representado pelos blocos 1602-1608. Os estágios do processamento de dados sísmicos são denotados por estágio i, onde i é um índice utilizado para distinguir n estágios diferentes do processamento de dados sísmicos, como descrito acima com referência à figura 12. No bloco 1602, o estágio i do processamento de dados sísmicos é realizado nos dados sísmicos sem defeitos para gerar os dados sísmicos sintéticos processados. No bloco 1603, os dados sísmicos sintéticos processados são enviados. Por exemplo, os dados sísmicos sintéticos processados podem ser exibidos. No bloco 1602, o estágio i do processamento de dados sísmicos é realizado nos dados sísmicos sem defeitos para gerar dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos. No bloco 1603, os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos podem ser enviados. Por exemplo, os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos podem ser exibidos. No bloco 1604, o estágio i do processamento de dados sísmicos é realizado em dados sísmicos sem defeitos para gerar dados sísmicos sintéticos processados com defeitos. No bloco 1605, os dados sísmicos sintéticos processados com defeitos podem ser enviados. Por exemplo, os dados sísmicos sintéticos processados com defeitos podem ser exibidos. No bloco 1606, a diferença entre os dados sísmicos sintéticos com defeitos e os dados sísmicos sintéticos sem defeitos é medida. Por exemplo, a diferença pode ser medida com base no erro de amplitude RMS, diferença de temporização, ou erros de amplitude e fase como uma função da frequência, como descrito acima com referência à equação (2). No bloco de decisão 1607, quando o índice i não é igual ao número de estágios η, o controle flui para o bloco 1608, do contrário, o circuito para encerra. [0081] A figura 17 ilustra um exemplo de um sistema de computador programado para avaliar os defeitos nos dados sísmicos e, portanto, representa um sistema de processamento de dados de análise geo- física. Os componentes internos de muitos sistemas de computador de pequeno, médio e grande porte além de sistemas de armazenamento com base em processador especializado podem ser descritos com relação a essa arquitetura generalizada, apesar de cada sistema em particular poder caracterizar muitos componentes, subsistemas adicionais, e similares, sistemas paralelos com arquiteturas similares a essa arquitetura generalizada. O sistema de computador contém uma ou mais unidades de processamento central ("CPUs") 1702-1705, uma ou mais memórias eletrônicas 1708 interconectadas com as CPUs por um barramento de CPU/memória-subsistema 1710 ou múltiplos barramen-tos, uma primeira ponte 1712 que interconecta o barramento CPU/memória-subsistem 1710 com barramentos adicionais 1714 e 1716, ou outros tipos de mídia de interconexão de alta velocidade, incluindo múltiplas interconexões seriais de alta velocidade. Os barramentos ou interconexões seriais, por sua vez, conectam as CPUs e a memória aos processadores especializados, tal como um processador gráfico 1718, e uma ou mais pontes adicionais 1720, que são interconectadas com links seriais de alta velocidade ou com múltiplos controladores 1722-1727, tal como o controlador 1727, que fornece acesso a vários tipos diferentes de mídia legível por computador, tal como o meio legível por computador 1728, monitores eletrônicos, dispositivos de entrada, e outros componentes, subcomponentes, e recursos de computação. Os monitores eletrônicos, incluindo a tela de exibição visual, alto falante de áudio, e outras interfaces de saída, e os dispositivos de entrada, incluindo mouse, teclados, telas de toque e outras interfaces de entrada, juntos constituem as interfaces de entrada e saída que permitem que o sistema de computador interaja com os usuários humanos. O meio legível por computador 1728 é um dispositivo de armazenamento de dados, incluindo uma memória eletrônica, aciona-dor de disco ótico ou magnético, acionador USB, memória flash e ou- tros dispositivos de armazenamento de dados similares. O meio legível por computador 1728 pode ser utilizado para armazenar instruções legíveis por máquina que codificam os métodos de computação descritos acima e podem ser utilizados para armazenar os dados codificados durante as operações de armazenamento e de onde os dados codificados podem ser recuperados, durante as operações de leitura, pelos sistemas de computador, sistemas de armazenamento de dados, e dispositivos periféricos. [0082] As figuras 18 a 22 ilustram os resultados obtidos a partir da aplicação dos métodos descritos acima aos dados sísmicos sintéticos e dados sísmicos sintéticos processados enviados em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos. O modelo de Terra utilizado para gerar os resultados exibidos nas figuras de 18 a 22 consistem de uma mistura simples de eventos de reflexo primário e múltiplo e modelo de ruído é baseado nas funções de biblioteca representando vários tipos de ruído mecânico, parametrizados pelos valores de atributo de ruído como descrito acima com referência às figuras 6 e 7. A princípio, um modelo de complexidade arbitrária podería ter sido utilizado, incluindo variações na velocidade sísmica, densidade e Q, imersão de camada plana, estrutura complexa referente a uma pesquisa específica, eventos refletidos, refratados e difratados. Na ausência de um modelo estrutural de Terra personalizado para uma pesquisa especifica, o modelo pode ser escolhido para representar aspectos conhecidos importantes do conjunto de dados antecipado, tal como profundidade de água e perfil de velocidade, enquanto realiza considerações genéricas referentes a outros parâmetros tal como imersão máxima e Q. No processamento de dados sísmicos dos dados sísmicos reais adquiridos a partir de uma pesquisa marinha real, pode ser difícil determinar as velocidades verdadeiras e Q da Terra, e determinar com precisão que energia é o sinal primário e qual compreende os termos residuais de outras fontes sísmicas, múltiplos, fantasma de fonte e receptor e ruído. Na análise dos dados sintéticos, não existe tal ambiguidade, visto que as propriedades do modelo de Terra são perfeitamente conhecidas e a contribuição de cada termo para a energia no gather processado é conhecida isoladamente. [0083] Na figura 18, um campo de onda de pressão ascendente sintético 1802 for computado a partir do modelo de Terra. O campo de onda de pressão sintético 1802 mostra um reflexo do fundo da água 1804, dois reflexos de interface de formação adicionais 1806 e 1808, e dois reflexos múltiplos 1810 e 1812. Um campo de onda de pressão ascendente sintético 1814 foi computado utilizando-se o mesmo modelo de Terra sem correção NMO, um perfil de velocidade conhecida para o modelo de Terra e dois eventos múltiplos 1810 e 1812 desligados. O campo de onda de pressão sintética 1814 pode ser comparado com os resultados de aplicação de análise de velocidade de desmultiplica-ção ao campo de onda de pressão sintético 1802 a fim de avaliar a eficácia da análise de velocidade e processos de desmultiplicação aplicados ao campo de onda de pressão sintético 1802. [0084] No processamento de dados sísmicos, a fim de se medir a razão de sinal para ruído, o desenho de um procedimento preciso para computação de um sinal estimado e ruído é difícil especialmente quando a razão de sinal para ruído é muito alta ou baixa ou quando o ruído é coerente, e o grau no qual o sinal vaza para dentro da estimativa de ruído e vazamentos de fluido para dentro do sinal é conhecido. A figura 19 ilustra um campo de onda de pressão sintético 1902 que foi computado utilizando-se a mesma entrada utilizada para computar o campo de onda de pressão sintético 1802, mas com os reflexos desligados. O campo de onda de pressão sintético 1902 é o ruído. Como resultado disso, o sinal ou ruído pode ser selecionado e o sinal e o ruído não precisam ser estimados a partir de sua energia misturada como no campo de onda de pressão sintético 1902. [0085] A figura 20 ilustra o campo de onda de pressão sintético 1802 e gather 2002 ilustra uma parte do campo de onda de pressão sintético 1802 com a curva 2004 representando um reflexo de superfície de formação de pressão ascendente não perturbado que chega simplesmente pelo desligar do fantasma do receptor. O gather 2006 ilustra a diferença entre o reflexo de superfície de formação de pressão ascendente não perturbado e um horizonte equivalente perturbado com um erro de profundidade e um artefato de borda que chegou por (1) inclusão de uma variação de profundidade sinusoidal no modelo de avanço e (b) inclusão do fantasma de receptor no modelo e então remoção do mesmo pela separação de campo de onda sem proteção adequada de borda, que mostra o efeito da variação de profundidade e artefato de processamento surgindo se a proteção de borda no desenho do fluxo de separação de campo de onda for inadequada. [0086] A figura 21 ilustra o campo de onda de pressão sintético 1802 e um campo de onda de pressão sintético 2102 computados utilizando os mesmos dados sísmicos, mas com todas as contribuições de ruído desligadas exceto pelo ruído de pássaro de modo que o ruído de pássaro possa ser quantificado independentemente. [0087] As figuras 22A a 22C ilustram representações dos erros RMS associados com o efeito cumulativo de quatro defeitos, contra o número de canal. Os eixos geométricos verticais, tal como o eixo geométrico vertical 2201 são eixos de RMS normalizado (isso é, % de erro) e os eixos geométricos horizontais, tal como o eixo geométrico horizontal 2202, são o número de canal. A modelagem de avanço foi utilizada para gerar dados sísmicos sintéticos com quatro tipos diferentes de ruído: ruído de pássaro, ruído dianteiro/traseiro, ruído de reboque de hidrofone, e ruído de reboque de sensor de velocidade de partículas. Cada representação ilustra quatro curvas que representam o erro RMS normalizado acumulado associado com quatro tipos de ruído através dos canais. A figura 22A ilustra o erro RMS normalizado dos dados sísmicos sintéticos depois de serem gerados pela modelagem de avanço. A figura 22B ilustra os erros RMS normalizados dos quatro tipos diferentes de ruído em um estágio intermediário arbitrário de processamento de dados sísmicos (por exemplo, campo de onda de pressão ascendente com o fantasma do receptor removido). A figura 22C ilustra os erros RMS normalizados de quatro tipos diferentes de ruído em um gather de imagem. As figuras 22A-22C ilustram a propagação de quatro tipos diferentes de ruído através de dados sísmicos sintéticos, remoção de fantasma de lado de receptor e migração de profundidade. As contribuições de diferentes tipos de ruído mudam em amplitude e em distribuição espacial à medida que tipos diferentes de ruído se propagam através do processamento de dados sísmicos. [0088] Apesar de a descrição acima ter sido descrita em termos de implementações particulares, não se pretende que a descrição seja limitada a essas implementações. Modificações dentro do espirito dessa descrição serão aparentes aos versados na técnica. Por exemplo, qualquer uma dentre a variedade de implementações diferentes pode ser obtida pela variação de qualquer um dentre os muitos diferentes parâmetros de desenho e desenvolvimento, incluindo a linguagem de programação, sistema operacional subjacente, organização modular, estruturas de controle, estruturas de dados, e outros parâmetros de desenho e desenvolvimento similares. Apesar de as implementações serem descritas acima com referência aos dados sísmicos obtidos a partir de sensores duplos (isso é, sensores de pressão duplos e de velocidade vertical), as implementações não devem ser limitadas a isso. Os métodos e sistemas podem ser utilizados com dados sísmicos gerados apenas pelos sensores de pressão, acelerômetros, ou receptores de múltiplos componentes (isso é, uma combinação de sensores de pressão e/ou múltiplos sensores de movimento de partícula). Além disso, as transformações além da transformação Fourier podem ser utilizadas para transformar os dados sísmicos em domínios além dos domínios de frequência ou número de onda e frequência. Por exemplo, transformadas de wavelete Radon podem ser utilizadas. [0089] O método descrito acima pode ser implementado em tempo quase real, enquanto uma pesquisa marinha está sendo conduzida ou depois da finalização da pesquisa marinha. Os dados sísmicos sintéticos gerados como descrito acima com base nos atributos do sistema de aquisição real formam um produto de dados geofísicos indicativos de uma formação subterrânea. O produto de dados geofísicos pode incluir dados sísmicos processados e podem ser armazenados em um meio legível por computador como descrito acima. O produto de dados geofísicos pode ser produzido offshore (isso é, por equipamento na embarcação de pesquisa 102) ou em terra (isso é, em uma instalação de computação localizada em terra) dentro dos Estados Unidos ou em outro país. Quando o produto de dados geofísicos é produzido offshore ou em outro país, pode ser importado para uma instalação de armazenamento de dados nos Estados unidos. Uma vez nos Estados unidos, a análise geofísica pode ser realizada no produto de dados. [0090] É apreciado que a descrição anterior das modalidades descritas é fornecida para permitir que qualquer pessoa versada na técnica crie ou faça uso da presente descrição. Várias modificações a essas modalidades serão prontamente aparentes aos versados na técnica, e os princípios genéricos definidos aqui podem ser aplicados a outras modalidades sem se distanciar do espirito ou escopo da descrição. Dessa forma, a presente descrição não deve estar limitada às modalidades ilustradas aqui, mas deve ser acordado o escopo mais amplo consistente com os princípios e características novas descritos aqui.

Claims

1. Método de avaliação do impacto de defeitos em uma pesquisa marinha, caracterizado pelo fato de compreender: a aplicação da modelagem de avanço a um modelo de Terra de uma formação subterrânea com base no registro dos atributos do sistema de aquisição livres de defeito para gerar dados sísmicos sintéticos sem defeitos; a aplicação da modelagem de avanço ao modelo de Terra com base no registro dos atributos de sistema de aquisição reais selecionados para gerar dados sísmicos sintéticos com defeitos; a aplicação do processamento de dados sísmicos aos dados sísmicos sintéticos sem defeitos e aos dados sísmicos sintéticos com defeitos; e a computação das estimativas de erro entre os dados sísmicos sintéticos processados com defeitos e os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos em estágios diferentes de processamento de dados sísmicos.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a computação da diferença entre os dados sísmicos sintéticos com defeitos e os dados sísmicos sintéticos sem defeitos.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de os atributos de sistema de aquisição reais serem características de configuração e coordenadas de componentes do sistema de aquisição medidos pela embarcação de pesquisa e características de ruído determinadas a partir dos dados sísmicos gravados.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a aplicação do processamento de dados sísmicos compreender adicionalmente a aplicação do condicionamento de dados sísmicos, remoção de ruído, remoção de fantasmas do lado do recep- tor, remoção de fantasmas do lado da fonte, análise de velocidade, migração de tempo, migração de profundidade, e aplicação de uma condição de criação de imagem aos dados sísmicos sintéticos sem defeitos e aos dados sísmicos sintéticos com defeitos.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a computação das estimativas de erro compreender adicionalmente a computação de um erro de raiz quadrada média entre os dados sísmicos sintéticos sem defeitos e os dados sísmicos sintéticos com defeitos em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a computação das estimativas de erro compreender adici-onaimente a computação de uma correlação cruzada entre os dados sísmicos sintéticos sem defeitos e os dados sísmicos sintéticos com defeitos em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a aplicação da modelagem de avanço ao modelo de Terra para gerar os dados sísmicos sintéticos com e sem defeitos em tempo quase real.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a computação das estimativas de erro entre os dados sísmicos sintéticos processados com defeitos e os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos em tempo quase real.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ser executado em uma instalação em terra em tempo quase real.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ser executado em um computador programável programado para executar o método.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente o armazenamento dos dados sísmicos sintéticos em um ou mais dispositivos de armazenamento de dados.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de os dados sísmicos sintéticos formarem um produto de dados geofísicos, compreendendo adicionalmente a gravação do produto de dados geofísicos em um meio legível por computador não volátil e físico adequado para importação em terra.

13. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a realização da análise geofísica em terra no produto de dados geofísicos.

14. Sistema de computador para avaliar o impacto dos defeitos em uma pesquisa marinha, o sistema sendo caracterizado pelo fato de compreender: um ou mais processadores, um ou mais dispositivos de armazenamento de dados, e uma rotina armazenada em um ou mais dos dispositivos de armazenamento de dados e executada por um ou mais processadores, a rotina realizando as operações de: aplicação de modelagem de avanço a um modelo de Terra de uma formação subterrânea com base no registro dos atributos do sistema de aquisição livre de defeitos para gerar dados sísmicos sintéticos sem defeitos; aplicação da modelagem de avanço ao modelo de Terra com base no registro dos atributos de sistema de aquisição reais selecionados para gerar dados sísmicos sintéticos sem defeitos; aplicação do processamento de dados sísmicos aos dados sísmicos sintéticos sem defeitos e aos dados sísmicos sintéticos com defeitos; e computação de estimativas de erro entre os dados sísmicos sintéticos processados com defeitos e os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos em estágios diferentes do processamento de dados.

15. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a computação da diferença entre os dados sísmicos sintéticos com defeitos e os dados sísmicos sintéticos sem defeitos.

16. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de os atributos do sistema de aquisição reais serem características de configuração e coordenadas de componentes do sistema de aquisição medidos pela embarcação de pesquisa e características de ruído determinadas a partir dos dados sísmicos gravados.

17. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de a aplicação do processamento de dados sísmicos compreender adicionalmente a aplicação do condicionamento de dados sísmicos, remoção de ruído, remoção de fantasmas do lado do receptor, remoção de fantasmas do lado da fonte, análise de velocidade, migração de tempo, migração de profundidade, e aplicação de uma condição de criação de imagem aos dados sísmicos sintéticos sem defeitos e aos dados sísmicos sintéticos com defeitos.

18. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de a computação das estimativas de erro compreender adicionalmente a computação de um erro de raiz quadrada média entre os dados sísmicos sintéticos sem defeitos e os dados sísmicos sintéticos com defeitos nos estágios diferentes do processamento de dados sísmicos.

19. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de a computação de estimativas de erro compreender adicionalmente a computação de uma correlação cruzada entre os da- dos sísmicos sintéticos sem defeitos e os dados sísmicos sintéticos com defeitos em estágios diferentes de processamento de dados sísmicos.

20. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a aplicação da modelagem de avanço para o modelo Terra para gerar dados sísmicos sintéticos com e sem defeitos em tempo quase real.

21. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a computação de estimativas de erro entre os dados sísmicos sintéticos processados com defeitos e os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos em tempo quase real.

22. Sistema, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de ser executado em uma instalação em terra em tempo quase real.

23. Meio legível por computador não transitório, caracterizado pelo fato de possuir instruções legíveis por máquina codificadas no mesmo para permitir que um ou mais processadores de um sistema de computação realizem as operações de: aplicação da modelagem de avanço a um modelo de Terra de uma formação subterrânea com base no registro de atributos de sistema de aquisição livre de defeito para gerar dados sísmicos sintéticos sem defeitos; aplicação de modelagem de avanço ao modelo de Terra com base no registro dos atributos do sistema de aquisição reais selecionados para gerar dados sísmicos sintéticos com defeitos; aplicação de processamento de dados sísmicos aos dados sísmicos sintéticos sem defeitos e aos dados sísmicos sintéticos com defeitos; e computação de estimativas de erro entre os dados sísmicos sintéticos processados com defeitos e os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos em estágios diferentes do processamento de dados sísmicos.

24. Meio, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a computação da diferença entre os dados sísmicos sintéticos com defeitos e os dados sísmicos sintéticos sem defeitos.

25. Meio, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de os atributos de sistema de aquisição reais serem características de configuração e coordenadas de componentes do sistema de aquisição medidos pela embarcação de pesquisa e características de ruído determinadas a partir dos dados sísmicos gravados.

26. Meio, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de a aplicação do processamento de dados sísmicos compreender adicionalmente a aplicação de condicionamento de dados sísmicos, remoção de ruído, remoção de fantasmas do lado do receptor, remoção de fantasmas do lado da fonte, análise de velocidade, migração de tempo, migração de profundidade, e aplicação de uma condição de criação de imagem aos dados sísmicos sintéticos sem defeitos e aos dados sísmicos sintéticos com defeitos.

27. Meio, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de a computação das estimativas de erro compreender adicionalmente a computação de um erro de raiz quadrada média entre os dados sísmicos sintéticos sem defeitos e os dados sísmicos sintéticos com defeitos em diferentes estágios do processamento de dados sísmicos.

28. Meio, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de a computação das estimativas de erro compreender adicionalmente a computação de uma correlação cruzada entre os dados sísmicos sintéticos sem defeitos e os dados sísmicos sintéticos com defeitos em estágios diferentes de processamento de dados sísmicos.

29. Meio, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a aplicação da modelagem de avanço ao modelo de Terra para gerar os dados sísmicos sintéticos com e sem os defeitos em tempo quase real.

30. Meio, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a computação das estimativas de erro entre os dados sísmicos sintéticos processados com defeitos e os dados sísmicos sintéticos processados sem defeitos em tempo quase real.

31. Meio, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de ser executado em uma instalação em terra em tempo quase real.