BR102015026269B1

BR102015026269B1 - Método para gerar uma imagem de uma formação subterrânea usando técnicas sísmicas marinhas, sistema de computador que atenua o ruído em dados sísmicos e meio legível por computador não transitório

Info

Publication number: BR102015026269B1
Application number: BR102015026269-8A
Authority: BR
Inventors: Stian Hegna
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2014-10-20
Filing date: 2015-10-16
Publication date: 2022-11-29
Also published as: BR102015026269A2; US20160109594A1; NO347405B1; US10073183B2; AU2015238881A1; AU2015238881B2; NO20151338A1

Abstract

MÉTODOS E SISTEMAS QUE ATENUAM O RUÍDO EM DADOS SÍSMICOS. Métodos e sistemas que atenuam ruído em dados sísmicos.Em um aspecto, os métodos de atenuação de ruído geram de forma interativa um modelo de ruído de baixa velocidade do ruído de baixa velocidade gravado nos dados sísmicos. Os dados sísmicos são dispostos em uma matriz de dados sísmicos esparsos. O ruído de baixa velocidade refere-se ao ruído que se propaga em velocidades inferiores à velocidade do som na água. O modelo de ruído de baixa velocidade inclui o ruído de baixa velocidade e inclui ruído de baixa velocidade interpolado que aproxima as partes do ruído de baixa velocidade tipicamente afetadas por descontinuidade espacial e irregularidades na superfície de cordão. O modelo de ruído de baixa velocidade pode ser subtraído a partir da matriz de dados sísmicos esparsos para obter uma matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado.

Description

Referência Cruzada a Pedido Relacionado

[0001] Esse pedido reivindica os benefícios do pedido provisório No. 62/065.910, depositado em 20 de outubro de 2014.

Antecedentes

[0002] Recentemente, a indústria de petróleo tem investido pesadamente no desenvolvimento de técnicas de pesquisa marinha aperfeiçoadas e métodos de processamento de dados sísmicos a fim de aumentar a resolução e precisão das imagens sísmicas de formações subterrâneas. Pesquisas marinhas iluminam uma formação subterrânea localizada sob um corpo de água com energia acústica produzida por uma ou mais fontes sísmicas submersas. Uma fonte pode ser composta de um conjunto de elementos fonte, tal como pistolas de ar e vibradores marinhos. A energia acústica pode percorrer descendentemente através da água e para dentro da formação subterrânea. Em cada interface entre diferentes tipos de rocha ou sedimento da formação subterrânea, uma parte da energia acústica pode ser refratada, uma parte pode ser transmitida e uma parte pode ser refletida de volta na direção da superfície da formação subterrânea e para dentro do corpo de água. Uma pesquisa marinha típica é realizada com uma embarcação de pesquisa que passa por cima da formação subterrânea iluminada enquanto reboca estruturas tipo cabo alongado chamadas de cabos sísmicos (streamer). Algumas pesquisas marinhas utilizam receptores anexados aos nós ou cabos de fundo de oceano, em conjunto com, ou no lugar dos receptores em cabos sísmicos rebocados. Os cabos sísmicos podem ser equipados com um número de sensores de movimento de partícula e pressão de mesma localização que detectam os campos de onda de pressão e movimento de partícula, respectivamente, associados com a energia acústica refletida 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 (por exemplo, o deslocamento de partícula, a velocidade de partícula, ou a aceleração de partícula).

[0003] Em geral, os dados sísmicos são constituídos de sinal e ruído. O sinal contém a informação desejada, e o ruído é qualquer energia acústica e não acústica gravada que reduz a qualidade do sinal. A atenuação de ruído é uma parte importante da preparação de dados sísmicos para processamento adicional de dados sísmicos para geração de imagens de alta qualidade de uma formação subterrânea. No entanto, a separação de sinal de ruído permanece um desafio, visto que o ruído é frequentemente produzido por uma ampla variedade de diferentes fontes de ruído. Os que trabalham na indústria de petróleo buscam métodos e sistemas eficientes que possam ser utilizados para atenuar o ruído nos dados sísmicos.

Descrição dos Desenhos

[0004] As figuras 1A e 1B ilustram vistas em elevação lateral e superior de um sistema de aquisição de dados sísmicos ilustrativo;

[0005] a figura 2 ilustra uma vista em elevação lateral do sistema de aquisição de dados sísmicos com uma vista amplificada de um receptor;

[0006] a figura 3 ilustra um exemplo de percursos de raio de energia acústica emanando de uma fonte;

[0007] a figura 4 ilustra um exemplo de gravação de dados sísmicos quase contínuos;

[0008] a figura 5 ilustra um campo de onda quase contínuo ilustrativo em locais de receptor quase estacionário;

[0009] a figura 6 ilustra um espectro ilustrativo do campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário ilustrados na figura 5;

[0010] a figura 7 ilustra um espectro de ruído parcial ilustrativo;

[0011] a figura 8 ilustra um modelo de ruído não limitado ilustrativo;

[0012] a figura 9 ilustra um modelo de ruído ilustrativo obtido para emudecer as amplitudes do modelo de ruído não limitado;

[0013] a figura 10 ilustra um espectro de modelo de ruído ilustrativo;

[0014] a figura 11 ilustra um espectro de modelo de ruído corrigido com uma região de sinal interpolada;

[0015] a figura 12 ilustra um processo interativo de geração de um ruído aproximado do ruído contido no campo de onda quase contínuo em locais de receptor estacionário ilustrados na figura 5;

[0016] a figura 13 ilustra um exemplo de um modelo de ruído subtraído do campo de onda quase continuo em locais de receptor quase estacionário ilustrados na figura 5 para obter um campo de onda quase contínuo de ruído atenuado em locais de receptor quase estacionário;

[0017] as figuras 14A e 14B ilustram um exemplo de enchimento de uma gravação de disparo com amostras de tempo de amplitude zero;

[0018] a figura 15 ilustra um exemplo de um modelo de ruído de baixa velocidade subtraído de um gather de disparo comum preenchido para obtenção de um gather de disparo comum preenchido de ruído atenuado;

[0019] a figura 16 ilustra um fluxograma de controle de um método de atenuação de ruído em dados sísmicos gravados quase continuamente;

[0020] a figura 17A ilustra um fluxograma de controle da rotina "determinar modelo de ruído de baixa velocidade" chamada na figura 16;

[0021] a figura 17B ilustra um fluxograma de controle da rotina "determinar modelo de ruído de baixa velocidade" chamada na figura 16;

[0022] a figura 18 ilustra um exemplo de um sistema de computador programado para atenuar os dados sísmicos gravados quase continuamente;

[0023] as figuras de 19 a 25 ilustram métodos de atenuação de ruído aplicados a um campo de onda de pressão gravado quase continuamente real.

Descrição Detalhada

[0024] Essa descrição é direcionada aos métodos e sistemas que atenuam o ruído em dados sísmicos. Os dados sísmicos podem ser gravados em gravações de disparos separados enquanto uma embarcação de pesquisa percorre acima de uma formação subterrânea. Uma gravação de disparo típica pode ser criada pela ativação dos elementos fonte ao mesmo tempo, ou, alternativamente, em momentos diferentes dentro de um intervalo de tempo de ativação curto (por exemplo, cerca de 1 a 3 segundos) e a gravação da resposta da formação subterrânea à energia acústica gerada pelos elementos fonte em um intervalo de tempo de gravação mais longo (por exemplo, cerca de 8 a 12 segundos). Alternativamente, os dados sísmicos podem ser gravados de forma quase contínua enquanto a embarcação de pesquisa move ao longo de um trilho de embarcação com os elementos fonte ativados com momentos de ativação generalizados e em locais generalizados. Como resultado disso, as distâncias percorridas entre a ativação dos elementos fonte podem ser mais variadas do que quando os elementos fonte são ativados para gerar uma gravação curta, e os dados sísmicos gravados quase que continuamente não são restringidos pelas restrições espectrais de uma configuração em particular de elementos fonte e pela distância percorrida entre os tempos de ativação dos elementos fonte.

[0025] Os métodos de atenuação de ruído descritos aqui podem ser utilizados para atenuar o ruído em uma gravação de disparo ou dados sísmicos gravados quase que continuamente. Como utilizado aqui, "gravado continuamente", "gravado quase que continuamente", "gravação contínua" ou "gravação quase contínua" indicam que um receptor está gravando ativamente os dados sísmicos através de um período de tempo que é significativamente (pelo menos 5 vezes maior) maior do que o tempo típico para ativação e detecção de um sinal primário a partir de uma fonte de impulso (algumas vezes referida como "tempo de disparo"). Dessa forma, um receptor pode ser operado "quase continuamente" pela gravação de dados sísmicos durante partes da pesquisa marinha, enquanto ainda não está gravando os dados sísmicos durante outras partes (por exemplo, durante a manobra da embarcação de pesquisa, durante o tempo de desligamento de equipamento não planejado, etc.). Em particular, os métodos de atenuação de ruído descritos aqui geram de forma interativa um modelo de ruído de baixa velocidade do ruído de baixa velocidade contido nos dados sísmicos. O ruído de baixa velocidade se refere ao ruído que se propaga em velocidades inferiores à velocidade do som na água. O modelo de ruído de baixa velocidade inclui o ruído de baixa velocidade e ruído de baixa velocidade interpolado que aproxima as partes do ruído de baixa velocidade tipicamente afetadas pelas irregularidades de superfície e descontinuidade espacial. O modelo de ruído de baixa velocidade pode ser subtraído a partir dos dados sísmicos para obtenção de dados sísmicos de ruído atenuado.

[0026] 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 sísmicos 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 sísmico é fixado em uma extremidade à embarcação de pesquisa 102 através de um cabo de transmissão de dados. Os cabos sísmicos ilustrados 106111 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 às correntes marítimas ativas e condições climáticas. Em outras palavras, apesar de os cabos sísmicos 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 sísmicos rebocados podem ondular como resultado das condições dinâmicas do corpo de agua onde os cabos sísmicos são submersos. Uma superfície de aquisição de dados não está limitada a possuir uma orientação horizontal plana com relação à superfície livre 112. Os cabos sísmicos podem ser rebocados a profundidades que angulam a superfície de aquisição de dados com relação à superfície livre 112, ou um ou mais dos cabos sísmicos podem ser rebocados em profundidades diferentes. Uma superfície de aquisição de dados não está limitada a seis cabos sísmicos como ilustrado na figura 1B. Na prática, o número de cabos sísmicos utilizado para formar uma superfície de aquisição de dados pode variar de alguns, como um cabo sísmico, até 20 ou mais cabos sísmicos. Deve-se notar também que o número de fontes não está limitado a uma fonte única. Na prática, o número de fontes selecionadas para gerar a energia acústica pode variar de poucas, como uma fonte, até três ou mais fontes e as fontes podem ser rebocadas em grupos por uma ou mais embarcações.

[0027] 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 ao comprimento dos cabos sísmicos (ou uma parte especificada dos mesmos quando o comprimento dos cabos sísmicos 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 sísmicos 106-111 são estruturas tipo cabo longas contendo linhas de transmissão de dados e energia que conectam os receptores, representados por retângulos sombreados, tal como o receptor 118, espaçados ao longo do comprimento de cada cabo sísmico, para o equipamento de aquisição de dados sísmicos e dispositivos de armazenamento de dados localizados a bordo da embarcação de pesquisa 102.

[0028] Em determinadas pesquisas marinhas, os receptores podem ser fixados aos nós ou cabos de fundo de oceano, em conjunto com, ou no lugar dos receptores nos cabos sísmicos rebocados. Para fins de clareza, a descrição e ilustrações discutirão os receptores nos cabos sísmicos rebocados, mas o método descrito abaixo não está limitado ao cabo sísmico rebocado e pode ser utilizado com dados sísmicos adquiridos utilizando-se nós e cabos de fundo de oceano.

[0029] A profundidade do cabo sísmico abaixo da superfície livre 112 pode ser estimada em vários locais ao longo dos cabos sísmicos utilizando dispositivos de medição de profundidade (por exemplo, anexados aos cabos sísmicos). Por exemplo, os dispositivos de medição de profundidade podem medir pressão hidrostática ou utilizar medições de distância acústica. Os dispositivos de medição de profundidade são tipicamente localizados em intervalos (por exemplo, intervalos de 300 metros em algumas implementações) ao longo de cada cabo sísmico. Note-se que em outras implementações, boias podem ser fixadas aos cabos sísmicos e utilizadas para manter a orientação e profundidade dos cabos sísmicos abaixo da superfície livre 112.

[0030] A figura 1A ilustra 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. Curvas 124, 126, e 128 representam as interfaces entre as camadas subterrâneas de diferentes composições. Uma região sombreada 128 representa as interfaces entre as camadas subterrâneas de diferentes composições. Uma região sombreada 130, unida em cima por uma curva 132 e em baixo por uma curva 134, representa um depósito de hidrocarboneto subterrâneo, as coordenadas de profundidade e posição do qual podem ser determinadas, pelo menos em parte, pela análise de dados sísmicos coletados durante uma pesquisa marinha. À medida que a embarcação de pesquisa 102 move através da formação subterrânea 120, a fonte 104 pode ser ativada para produzir energia acústica em intervalos espaciais e/ou temporais. O formato, profundidade e extensão do depósito subterrâneo de hidrocarboneto 130 podem ser mais bem determinados a partir da resposta da formação subterrânea 120 à energia acústica produzida pela fonte 104. 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 sísmicos podem ser rebocados por uma embarcação de pesquisa diferente. A fonte 104 pode ser uma fonte de impulso (por exemplo, uma pistola de ar), uma fonte de não impulso (por exemplo, um vibrador marinho), ou pode ser composta de um conjunto de fontes de impulso e/ou não impulso. A figura 1A ilustra um campo de onda de fonte 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 da fonte 104 podem ser esféricas, mas são ilustradas em seção transversal plana vertical na figura 1A. A parte de expansão externa e descendente do campo de onda de pressão 136 e a parte do campo de onda de pressão 136 refletida a partir da superfície livre 112 são chamadas de "campo de onda de fonte". O campo de onda de fonte alcança eventualmente a superfície de formação 122 da formação subterrânea 120, ponto no qual o campo de onda de fonte pode ser parcialmente refletido a partir da superfície de formação 122 e parcialmente refratado descendentemente para dentro da formação subterrânea 120, se tornando ondas elásticas dentro da formação subterrânea 120. Em outras palavras, no corpo de água, o campo de onda de fonte é composto basicamente de ondas de pressão de compressão, ou ondas P, enquanto na formação subterrânea 120, as ondas incluindo ondas P e ondas transversais, ou ondas S. Dentro da formação subterrânea 120, em cada interface entre diferentes tipos de materiais ou em descontinuidades na densidade ou em um ou mais dentre vários outros parâmetros ou características físicas, ondas de propagação descendente podem ser parcialmente refletidas e parcialmente refratadas. Como resultado disso, cada ponto da superfície de formação 122 e cada ponto das interfaces 124, 126 e 128 pode ser um refletor que se torna uma fonte de ponto secundário em potencial de onde a energia acústica pode emanar ascendentemente (na direção dos receptores 118) e descendentemente. Como ilustrado na figura 1A, as ondas de amplitude significativa podem ser geralmente refletidas a partir dos pontos em ou perto da superfície de formação 122, tal como o ponto 138, e a partir dos pontos em ou muito perto das interfaces na formação subterrânea 120, tal como pontos 140 e 142. As ondas de expansão ascendente refletidas a partir da formação subterrânea 120 são coletivamente chamadas de "campo de onda refletido".

[0031] As ondas que compõem o campo de onda refletido podem ser geralmente refletidas em momentos diferentes dentro de uma faixa de momentos seguindo o disparo inicial. Um ponto na superfície de formação 122, tal como o ponto 138, pode receber um distúrbio de pressão a partir do campo de onda de fonte 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 o distúrbio de pressão mais cedo do que um ponto que se encontra mais distante na superfície de formação 122. Dessa forma, os momentos nos quais as ondas secundárias e de ordem superior são refletidas a partir de vários pontos dentro da formação subterrânea 120 podem ser relacionadas com a distância, no espaço tridimensional, dos pontos a partir 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 pressões diferentes. Portanto, os tempos de percurso do campo de onda fonte e campo de onda refletido podem ser funções da distância da fonte 104 além da composição e características físicas dos materiais através das quais os campos de onda percorrem. A sobreposição das ondas refletidas a partir de dentro da formação subterrânea 120 em resposta ao campo de onda fonte pode ser um campo de onda geralmente complicado que inclui a informação sobre formatos, tamanhos e características de material da formação subterrânea 120, incluindo a informação sobre formatos, tamanhos e localizações de vários acessórios refletores dentro da formação subterrânea 120 de interessa para sismólogos de exploração (por exemplo, depósito de hidrocarbonetos 130).

[0033] Cada receptor 118 pode ser um sensor de pressão, um sensor de movimento de partícula, um sensor de múltiplos componentes (incluindo sensores de movimento de partícula e/ou um sensor de pressão), ou qualquer combinação dos mesmos. Um sensor de pressão detecta as variações na pressão da água como tempo. O termo "sensor de movimento de partícula" é um termo geral utilizado para fazer referência a um sensor que pode ser configurado para detectar o movimento de partículas (por exemplo, o deslocamento de partículas, velocidade de partículas, ou aceleração de partículas) como 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 partículas 206. O sensor de pressão pode ser, por exemplo, um hidrofone. Cada sensor de pressão pode medir mudanças na pressão hidrostática através do tempo para produzir dados de pressão denotados por p(xr,t), onde xr representa as coordenadas Cartesianas (xr, yr, zr) de um receptor, o sobrescrito r é um índice de receptor, e t representa tempo. Os sensores de movimento de partícula podem responder ao movimento de partículas de água. Em geral, os sensores de movimento de partícula detectam o movimento de partícula em uma direção normal com relação à orientação do sensor de movimento de partículas de pode responder a tal deslocamento direcional de partículas, velocidade de partículas ou aceleração de partículas. Um sensor de movimento de partículas que mede o deslocamento de partículas gera dados de deslocamento de partículas denotados por ^(^,0, onde o vetor n representa a direção ao longo da qual o deslocamento de partícula é medido. Um sensor de movimento de partícula que mede a velocidade de partícula (isso é, sensor de velocidade de partícula) gera dados de velocidade de partícula denotados por Vn(xr,t). Um sensor de movimento de partículas que mede a aceleração de partículas (isso é, acelerômetro) gera dados de aceleração de partículas denotados por aiC(5cr,t'). Os dados gerados por um tipo de sensor de movimento de partículas podem ser convertidos em outro tipo. Por exemplo, os dados de deslocamento de partículas podem ser diferenciados para obter dados de velocidade de partículas, e dados de aceleração de partículas podem ser integrados para obter os dados de velocidade de partículas.

[0034] Os sensores de movimento de partículas são tipicamente orientados de modo que o movimento de partículas seja medido na direção vertical (isso é, n = (0,0, z)) caso no qual giC(5cr,t') é chamado de dados de aceleração vertical, 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 n2, que são ortogonais a n (isso é, n • n1 = n • n2 = 0, onde "•" é o produto escalar) e ortogonal um ao outro (isso é, n1 • n2 = 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 possuir um sensor de movimento de partículas que meça a velocidade das partículas na direção z para fornecer vz(xr, 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, vx(xr,t), e um sensor de movimento de particulas que mede o campo de onda na direçao de linha cruzada a fim de obter os dados de velocidade de linha cruzada, vy(xr, t). Em determinadas implementações, os receptores podem ser compostos de sensores de pressão apenas, e em outras implementações, os receptores podem ser compostos de sensores de movimento de partículas apenas.

[0035] Os cabos sísmicos 106-111 e a embarcação de pesquisa 102 podem incluir partes eletrônicas de sensor e instalações de processamento de dados sísmicos que permitem que os dados sísmicos gerados por cada receptor sejam correlacionados com o momento em que a fonte 104 é ativada, as posições absolutas na superfície livre 112, e as posições tridimensionais absolutas com relação a um sistema de coordenadas tridimensional arbitrário. Os dados de pressão e os dados de deslocamento de partículas podem ser armazenados no receptor, e/ou podem ser enviados ao longo de cabos sísmicos 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 dados localizados a bordo da embarcação de pesquisa 102. Os dados de pressão representam um campo de onda de pressão, dados de deslocamento de partícula representam um campo de onda de deslocamento de partículas, dados de velocidade de partículas representam um campo de onda de velocidade de partículas, e dados de aceleração de partículas representam campo de onda de aceleração de partículas. Os campos de onda de deslocamento de partículas, velocidade e aceleração são referidos como campos de onda de movimento de partículas.

[0036] Retornando-se à figura 2, a superfície livre 112 de um corpo de água serve como um refletor acústico quase perfeito, criando efeitos "fantasma" que contaminam os dados sísmicos gerados pelos receptores 118. Como descrito acima com relação à figura 1, um campo de onda de fonte a partir da fonte 104 irradia para fora em todas as direções, mas uma parte da energia acústica no campo de onda fonte percorre geralmente de forma descendente a partir da fonte 104 para a formação subterrânea como representado pela seta direcional 208, e uma parte percorre ascendentemente até a superfície livre 112 antes de ser refletida para baixo a partir da superfície livre 112 para a formação subterrânea como representado pela seta direcional 210. Como resultado disso, a parte refletida da energia acústica é retardada em tempo e acompanha a parte de energia acústica que percorre diretamente da fonte 104 para dentro da formação subterrânea. A parte retardada em tempo, traseira, da energia acústica é chamada de "fantasma fonte". De forma similar, em cada receptor 118, um reflexo retardado em tempo a partir da superfície livre 112 chamado de "fantasma de receptor" interfere com o campo de onda refletido diretamente a partir da formação subterrânea para o cabo sísmico 108. A seta direcional 212 representa a direção de um campo de onda ascendente no receptor 118, e a seta em linhas tracejadas 214 representa 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 receptores é constituído de um componente do campo de onda de pressão ascendente e um componente de campo de onda de pressão descendente, e o campo de onda de movimento de partícula é composto de um componente decampo de onda de partícula ascendente e um componente de campo de onda de movimento de partícula descendente. O campo de onda descendente 214, também chamado de "campo de onda fantasma de receptor" pode interferir com o campo de onda ascendente 212, e pode criar "entalhes" (isso é, interferência destrutiva) no domínio espectral de dados sísmicos. Ambos os campos de onda ascendente e descendente consistem de energia refletida associada com a parte da energia acústica que percorreu diretamente da fonte para a formação subterrânea e inclui um componente retardado em tempo associado com o fantasma da fonte.

[0037] Cada sensor de pressão e sensor de movimento de particular pode incluir um conversor de analógico para digital que converte dados analógicos dependentes de tempo em uma série temporal discreta que consiste de um número de valores consecutivamente medidos chamados de "amplitudes" separados em tempo por uma taxa de amostragem. A série temporal gerada por um sensor de movimento de partículas ou pressão 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 registra as variações em uma amplitude dependente de tempo que representa a energia acústica na parte do campo de onda refletido medida pelo sensor. Em particular, os dados de pressão são o traço gerado por um sensor de pressão, e os dados de deslocamento de partículas é o traço gerado por um sensor de movimento de partículas. A localização de coordenadas de cada amostra de tempo gerada por um sensor móvel pode ser calculada a partir da informação de posição global obtida a partir de um ou mais dispositivos de posicionamento global localizados ao longo dos cabos sísmicos, embarcação de pesquisa, e boias, e a geometria e disposição conhecidas dos cabos sísmicos e sensores. Em geral, cada traço é um conjunto ordenado de amplitudes de sensor de movimento ou pressão dependentes de espaço e tempo denotadas por:

[0038] onde

[0039] cr pode representar pressão, deslocamento de partículas, velocidade de partículas, ou amplitude de aceleração de partículas;

[0040] (xrj, yrj) são coordenadas espaciais do sensor no momento de amostragem tj; e

[0041] o sobrescrito "r" indica um receptor; e

[0042] J é o número de amostras de tempo no traço.

[0043] Os dados gravados para cada traço também podem incluir 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.

[0044] Como explicado acima, o campo de onda refletido chega tipicamente primeiro aos receptores localizados mais perto da fonte. A distância da fonte para um receptor é chamada de "desvio de fonte e receptor" ou simplesmente "desvio". Um desvio maior geralmente resulta em um retardo de tempo de chegada maior. Os dados sísmicos podem ser compostos de um ou mais traços coletados para formar um "gather" que pode ser adicionalmente processado utilizando-se várias técnicas de processamento de dados sísmicos a fim de obter a informação sobre a estrutura da formação subterrânea. Um gather pode ser composto de traços gerados por um ou mais sensores de pressão, traços gerados por um ou mais sensores de movimento de partícula e qualquer combinação dos mesmos.

[0045] A figura 3 ilustra percursos de raio ilustrativos que representam um campo de onda fonte 300 percorrem da fonte 104 para e para dentro da formação subterrânea 120. Os raios em linhas tracejadas, tal como os raios 302, representam a energia acústica refletida a partir da superfície de formação 122 para os receptores localizados ao longo do cabo sísmico 108, e raios de linha sólida, tal como raios 304, representam a energia acústica refletida a partir da interface 124 para os receptores localizados ao longo do cabo sísmico 108. Note-se que por motivos de simplicidade de ilustração apenas alguns percursos de raio são representados. Cada sensor de pressão pode medir as variações de pressão, e cada sensor de movimento de partícula pode medir o movimento de partículas da energia acústica refletida a partir da superfície de formação 122 ou interfaces de formação subterrânea 124, 126, 128. No exemplo da figura 3, os sensores de movimento de partícula localizados em cada receptor medem a velocidade de partícula vertical do campo de onda emanando da formação subterrânea 120. Os dados sísmicos podem ser dados de pressão hidrostática e/ou dados de movimento de partículas gerados em cada receptor. No exemplo da figura 3, a coleção de traços gerada pelos receptores ao longo do cabo sísmico 108 para uma única ativação da fonte 104 podem ser coletados para formar um gather. Os traços gerados pelos receptores localizados ao longo de cada um dos outros cinco cabos sísmicos para a mesma ativação podem ser coletados para formar gathers separados, cada um associado com um dos cabos sísmicos.

[0046] A figura 4 ilustra um exemplo de gravação de dados sísmicos quase contínuos enquanto uma embarcação de pesquisa se move ao longo de um trilho de embarcação de uma pesquisa marinha com os elementos fonte ativados com um tempo de ativação generalizado e em locais generalizados ao longo do trilho de embarcação. Na figura 4, uma embarcação de pesquisa 402 reboca seis cabos sísmicos 406 e uma fonte 404 na direção em linha ao longo de um trilho de embarcação 408. Nesse exemplo, a fonte 404 é composta de um conjunto de 5 x 7 de elementos fonte representados por retângulos sombreados, tal como o retângulo sombreado 410. Os elementos fonte compreendendo a fonte 404 são divididos em cinco subconjuntos de elemento fonte denotados por s1, s2, s3, s4 e s5. A figura 4 também inclui um eixo geométrico de tempo 412 com um momento inicial t0 que representa o momento quando a gravação de dados sísmicos quase contínua começa e um momento final T que representa quando a gravação ao longo do trilho de embarcação para. Com a gravação de dados sísmicos quase contínua, os subconjuntos de elemento fonte podem ser ativados de forma distribuída em tempo por todo o intervalo de tempo entre t0 e T. A figura 4 ilustra um exemplo dos subconjuntos de elemento de fonte ativados de acordo com uma sequência distribuída por tempo e repetida. Círculos fechados rotulados s1, s2, s3, s4 e s5 representam momentos de ativação randomizados ou pseudorrandomizados para os subconjuntos de elemento fonte s1, s2, s3, s4, s5. Os cinco subconjuntos de elemento fonte s1, s2, s3, s4, s5 são ativados pela repetição de uma sequencia distribuída em tempo indicada pelos parênteses 415-416, onde o subconjunto de elemento fonte s1 é ativado primeiro seguido pelo subconjunto de elemento fonte s2, que é seguido pelo subconjunto de elemento fonte s3, que é seguido pelo subconjunto de elemento fonte s4, e o subconjunto de elemento fonte s5 é ativado por último. Depois que o último subconjunto de elemento fonte na sequência foi ativado, o subconjunto de elemento fonte s5, a sequência é repetida começando com o subconjunto de elemento fonte s1. A figura 4 representa uma sequência distribuída em tempo randomizada ou pseudorrandomizada na qual a ordem sequencial é mantida, mas os tempos de ativação dos subconjuntos de elemento fonte, incluindo o tempo de ativação do subconjunto de elemento fonte s1 seguindo o tempo de ativação do subconjunto de elemento fonte s5, são randomizados ou pseudorrando- mizados. Em outras implementações, os subconjuntos de elemento fonte podem ser ativados de acordo com diferentes sequências distribuídas em tempo. Em outras palavras, uma sequência distribuída em tempo subsequente pode ser diferente de uma sequência distribuída em tempo previamente ativada.

[0047] A figura 4 ilustra adicionalmente um gather 418 que representa um campo de onda de movimento de partículas ou pressão gravado quase que continuamente gerado pelos sensores de movimento de partícula ou pressão dos cabos sísmicos 406 à medida que a embarcação de pesquisa 402 percorre o trilho de embarcação 408. O gather inclui um eixo geométrico de traço 420 e um eixo geométrico de tempo 422 que corresponde ao eixo geométrico de tempo 412 com os momentos t0 e T identificando o início e o final da gravação de dados sísmicos gravados quase que continuamente. Círculos fechados, tal como o círculo fechado 424, representam os momentos quando um subconjunto do elemento fonte foi ativado, e correspondem aos momentos de ativação identificados ao longo do eixo geométrico de tempo 412 enquanto os dados sísmicos foram gravados de forma quase contínua. Cada linha no gather 418, tal como a linha 426, representa um traço único (wavelets não ilustrados) gerado quase que continuamente pelo mesmo sensor de movimento de partícula ou pressão dos cabos sísmicos 406 à medida que a embarcação de pesquisa 402 percorre o comprimento do trilho de embarcação 408.

[0048] Um gather de traços de dados sísmicos gravados quase que continuamente e produzidos por um conjunto de sensores de movimento de partícula ou pressão de uma superfície de aquisição de dados rebocada por uma embarcação de pesquisa percorrendo ao longo de um trilho de embarcação é chamado de "campo de onda quase contínuo". Na prática, qualquer número de traços formando um campo de onda quase contínuo pode incluir locais de quebra ou molde onde nenhum dado sísmico é gravado devido à parada do equipamento, quebra ou mau funcionamento. Por exemplo, um campo de onda quase contínuo pode ter qualquer número de traços com amostras de tempo completas e ininterruptas, enquanto outros traços no mesmo campo de onda quase contínuo podem ter locais de quebra ou molde devido a distúrbios do receptor e/ou interrupções na transmissão de dados a partir de determinados receptores para um dispositivo de armazenamento de dados. O termo "campo de onda quase contínuo" se refere a ambos os dados sísmicos gravados quase que continuamente compostos de traços amostrados em tempo que foram gravados de forma confiável sem interrupções significativas, e dados sísmicos gravados quase que continuamente com qualquer número de traços amostrados em tempo incompletos.

[0049] Os trilhos de embarcação não são restritos a linhas retas como ilustrado na figura 4. Os trilhos de embarcação podem ser curvos, circulares ou podem ter qualquer outro formato adequado de percurso não linear. Em outras palavras, as localizações de receptor podem variar em ambos os locais de coordenadas x e y à medida que uma embarcação de pesquisa percorre um trilho de embarcação não linear. Por exemplo, em pesquisa de disparo em espiral, uma embarcação de pesquisa percorre uma série de trilhos de embarcação sobrepostos, circulares ou em espiral conectados quase que continuamente. A geometria circular dos trilhos de embarcação adquire uma ampla faixa de dados sísmicos de desvio através de vários azimutes a fim de amostrar a formação subterrânea em muitas direções diferentes. As condições climáticas e as correntes variáveis também podem fazer com que uma embarcação de pesquisa desvie dos trilhos de embarcação lineares.

[0050] Um campo de onda quase contínuo pode ser armazenado como uma estrutura de dados única em um dispositivo de armazenamento de dados localizado a bordo de uma embarcação de pesquisa ou transmitido para e armazenado como uma estrutura de dados única em um dispositivo de armazenamento de dados na costa. No entanto, um campo de onda quase contínuo gravado durante uma pesquisa marinha típica pode ser muito grande para armazenar uma única estrutura de dados. Por exemplo, em adição à gravação de dados sísmicos amostrados em tempo em cada traço à medida que a embarcação de pesquisa percorre ao longo de um trilho de embarcação, a localização de coordenadas de cada sensor pode ser gravada para cada amostra de tempo (por exemplo, cada 1 a 5 ms) através de um período de tempo longo como descrito acima com referência à equação 1. Devido ao grande volume de dados associado com a gravação dos campos de onda quase contínuos, os campos de onda quase contínuos podem, em vez disso, ser divididos em uma série de estruturas de dados sísmicos menores e mais gerenciáveis chamadas de "campos de onda quase contínuos de componente".

[0051] Visto que os dados sísmicos são gravados de forma quase contínua enquanto percorrem um trilho de embarcação, cada traço de um campo de onda quase contínuo é uma gravação do campo de onda medido em locais diferentes ao longo do trilho de embarcação. Métodos se aplicam a um operador de correção de distância para um campo de onda quase contínuo a fim de corrigir o movimento relativo dos receptores pela associação de cada amostra de tempo com a localização onde a amostra de tempo foi medida. O operador de correção de distância aplicado ao campo de onda quase contínuo gera um campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário chamados de "campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário". O campo de onda quase contínuo é corrigido para mover os sensores primeiro pela transformação do campo de onda quase contínuo do domínio de espaço e tempo ("s-t") em domínio de tempo e número de onda ("t-k") utilizando uma transformação Fourier rápida ("FFT") ou uma transformação Fourier discreta ("DFT"):

[0052] Um operador de correção de distância bidimensional geral aplicado a um campo de onda quase contínuo obtido para um trilho de embarcação não linear é fornecido por:

[0053] onde

[0054]

[0055]

[0056]

[0057] (x0, y0) são coordenadas do receptor no início da pesquisa marinha; e

[0058] (xrj, yrj) são coordenadas do receptor no tempo de amostra tj.

[0059] Para um trilho de embarcação bidimensional, o operador de correção de distância é aplicado a cada amostra de tempo de cada traço do campo de onda quase contínuo como segue:

[0060] Para um trilho de embarcação unidimensional ou linear, a direção da coordenada y (isso é, a direção de linha cruzada) pode ser omitida. As amostras de tempo de um campo de onda quase contínuo gravadas para um trilho de embarcação unidimensional são transformadas do domínio s-t para o domínio t-k utilizando uma FFT ou uma DFT:

[0061] e o operador de correção de distância reduz para:

[0062]

[0063] O operador de correção de distância pode ser aplicado a cada amostra de tempo de traços do campo de onda quase contínuo no domínio t-k como segue:

[0064] O pseudocódigo a seguir representa a aplicação do operador de correção de distância na equação (6) a um campo de onda quase contínuo obtido para um trilho de embarcação linear no domínio k-t: 1 para cada kx { 2 com (r = 1; r <=R;r++){ \\r é o índice de traço 3 com (j = 1; j <= J; j++){ \\ j é o índice de amostra de tempo 4 ler(Cr(kx,tj)); 5 Δx (tj) = Xj - xo; 6 Cr (kx, tj) = Cr (kx,tj) e-ikxΔx(tj); 7 } 8 } 9 }

[0065] O pseudocódigo a seguir representa a aplicação do operador de correção de distância na equação (3) a um campo de onda quase contínuo obtido para um trilho de embarcação não linear no domínio k-t: 1 para cada (kx, ky) { \\ r é o índice de traço 10 com (r = 1; r <= R; r++){ \\ j é o índice de amostra de tempo 11 com (j = 1; j <= M; j++){ 12 ler (Cr(kx, ky,tm)); 13 Δx (tj) = Xj - xo; 14 Δy (tj) = y - yo; 15 Cr (kx, ky, tj) = Cr (kx, ky, tj)e-i(kxΔx(tj)+kyΔy(tj)); 16 } 17 } 18 }

[0066] Em implementações alternativas, visto que o campo de onda quase contínuo pode ser grande e armazenado como uma série de campos de onda de componente em um dispositivo de armazenamento de dados, os operadores de correção de distância podem ser aplicados a cada campo de onda quase contínuo de componente para computar os campos de onda de componente de distância corrigida que são concatenados para produzir um campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário.

[0067] Os traços de distância corrigida podem ser transformados do domínio t-k de volta para o domínio s-t e coletados para formar um campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário. Cada traço de um campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário é chamado de "traço de localização de receptor estacionário" composto de dados sísmicos gravados para um local de receptor estacionário. O termo "localização de receptor estacionário" não implica que um receptor estacionário tenha sido utilizado para medir os dados sísmicos contidos em um traço de localização de receptor estacionário. Visto que os sensores estão se movendo durante a gravação de dados sísmicos como explicado acima, vários traços do campo de onda quase contínuo podem conter dados sísmicos medidos mais ou menos na mesma localização. Os operadores de correção de distanciadas equações (3) e (6) aplicam uma correção espacial aos traços do campo de onda quase contínuo para formar os traços de localização de receptor estacionário de um campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário. Cada traço de localização de receptor estacionário contém os dados sísmicos medidos em torno da mesma localização por um ou mais sensores como se um receptor estacionário tivesse sido colocado no local. O termo "localização de receptor estacionário" se refere à localização onde os dados sísmicos são medidos por um ou mais sensores à medida que os sensores passam sobre a localização em um traço de localização de receptor estacionário é uma coleção de dados sísmicos gravados nessa localização.

[0068] A figura 5 ilustra um campo de onda quase contínuo ilustrativo em locais de receptor quase estacionário 500 obtidos a partir da aplicação de um operador de correção de distância a um campo de onda quase contínuo como descrito acima com referência às equações de (2) a (7). O eixo geométrico vertical 501 representa o tempo e o eixo geométrico horizontal 502 representa as localizações de receptor estacionário. Os dados sísmicos são combinados em uma tira diagonal representada pela região sombreada 503. Os traços são traços de localização de receptor estacionário. As linhas 504 e 505 representam limites de dados sísmicos. Partes não sombreadas dos locais de receptor estacionário 500 não contêm dados sísmicos. Em outras palavras, os dados sísmicos se encontram dentro dos limites de dados sísmicos 504 e 505. Por exemplo, uma curva ondulada 506 representa um traço de localização de receptor estacionário tcrl(xr, yr) em uma localização de receptor quase estacionário (xr, yr) 507. O traço de localização de receptor estacionário 506 é composto de dados sísmicos medidos por um ou mais sensores de movimento de partícula ou pressão no local de receptor estacionário (xr, yr) e se encontra dentro dos limites de dados sísmicos 504 e 505. Em outras palavras, o traço de localização de receptor estacionário 506 contém os dados sísmicos que teriam sido medidos por um sensor de movimento de partículas ou pressão estacionário localizado na localização aproximada (xr, yr).

[0069] Os dados sísmicos contidos em um campo de onda quase contínuo em localizações de receptor quase estacionário contêm um componente de sinal ou ruído. O traço de localização de receptor estacionário 506 pode ser representado por:

[0070] onde

[0071] tcrl (xr, yr) é um traço de localização de receptor estacionário;

[0072] s (xr, yr) é um componente de sinal; e

[0073] n(xr, yr) é ruído.

[0074] O traço de localização de receptor estacionário pode ser dados de pressão ou dados de movimento de partícula. O componente de sinal s (xr, yr) inclui energia que pode ser associada com o campo de onda fonte gerado pela fonte. Por exemplo, o componente de sinal pode ser representado como uma soma dos subcomponentes de sinal:

[0075] onde

[0076] sdir(xr, yr) é uma parte do campo de onda de fonte que se propaga diretamente a partir da fonte do receptor r e a partir da fonte da superfície livre para o receptor r.

[0077] sup (xr, yr) é uma parte do campo de onda ascendente detectado no receptor r;e

[0078] sdown (xr, yr) é uma parte do campo de onda descendente (isso é, o fantasma de receptor) detectada no receptor r.

[0079] Os subcomponentes de sinal sup(xr, yr) e sdown (xr, yr) incluem quaisquer múltiplos reflexos entre a formação subterrânea e a superfície livre detectada no receptor r. Por outro lado, o ruído n (xr, yr) inclui energia acústica e não acústica não associada com o campo de onda fonte gerado pela fonte. Por exemplo, o ruído n(xr, yr) pode ser representado como uma soma dos subcomponentes de ruído:

[0080] onde

[0081] nprop (xr, yr) é ruído devido aos propulsores;

[0082] nintf (xr, yr) é o ruído de interferência sísmica devido aos campos de onda fonte gerados por outras fontes utilizadas em uma pesquisa marinha diferente;

[0083] nwav (xr, yr) é o ruído decorrente de ondas de superfície livre;

[0084] nvib (xr, yr) é o ruído decorrente das vibrações de cabo sísmico causadas por pássaros ou qualquer outro dispositivo anexado ao cabo sísmico;

[0085] nturb (xr, yr) é o ruído decorrente da turbulência na camada limite entre a superfície de cabo sísmico e a água circundante;

[0086] nirreg (xr, yr) é ruído decorrente de quaisquer irregularidades na superfície do cabo sísmico (por exemplo, mariscos e irregularidades de superfície); e

[0087] ninst (xr, yr) é o ruído decorrente de instrumentos e dispositivos eletrônicos.

[0088] Apesar de o ruído causado por instrumentos/dispositivos eletrônicos ninst (xr, yr) ser incluído na equação (10), o ruído causado por instrumentos ou dispositivos eletrônicos é tipicamente incoerente e muito abaixo do nível de componente de sinal e os níveis de outros subcomponentes de ruído. A equação (10) não deve ser uma representação completa de todos os subcomponentes de ruído que se combinam para produzir o ruído n (xr, yr). A equação (10) fornece meramente uma representação de um número de subcomponentes de ruído acústico e não acústico diferentes que se combinam para reduzir a qualidade de dados sísmicos gravados nos traços de localização de receptor estacionário.

[0089] O campo de onda quase contínuo em localizações de receptor quase estacionário é transformado do domínio s-t para o domínio de número de onda-frequência ("k-f"). A figura 6 ilustra um espectro ilustrativo 600 do campo de onda quase contínuo em localizações de receptor quase estacionário no domínio k-f. O eixo geométrico horizontal 601 representa os números de onda em linha k e o eixo geométrico vertical 602 representa as frequências angulares ®. O sombreamento representa a amplitude associada com cada frequência e número de onda computado como A (®, k) = ^Re(a), fc)2 + hn(co, fc)2, onde Re(®, k) e Im (®, k) representam componentes reais e imaginários, respectivamente, da transformação Fourier do campo de onda quase contínuo em localizações de receptor quase estacionário do domínio s-t para o domínio k-f. A amplitude representa a quantidade de frequência angular ® e o número de onda k contribui para os dados sísmicos gravados quase que continuamente com sombreamento mais escuro correspondendo a amplitudes maiores e sombreamento mais claro correspondendo a amplitudes menores. Por exemplo, as amplitudes com frequências e números de onda nas regiões sombreadas escuras 603 e 604 possuem amplitudes maiores e fornecem uma contribuição de energia maior para os dados sísmicos do que as frequências e números de onda na região de sombreamento intermediário 605 e regiões de sombreamento mais claro 606 e 607.

[0090] A frequência angular ® de uma onda sonora, o número de onda k da onda sonora e a velocidade c da onda sonora se propagando na água são relacionados por ®= kc. Visto que o componente de sinal se propaga ao longo do cabo sísmico em velocidades aparentes superiores a ou igual a c, depois que o campo de onda quase contínuo nas localizações de receptor quase estacionário foi transformado em domínio k-f, o componente de sinal se encontra dentro de uma região de sinal definida pelas razões de frequência para número de onda superiores a ou iguais a c (isso é, ®/k > c). A região de sinal contém amplitudes associadas com a energia que se propaga em velocidades superiores a ou iguais a c. Em particular, a região de sinal conterá o componente de sinal e quaisquer subcomponentes de ruído que se propagam em velocidades superiores a ou iguais a c.

[0091] No exemplo da figura 6, o componente de sinal se encontra dentro de uma região de sinal triangular 608 centralizada em torno do número de onda zero. As linhas tracejadas 609 e 610 representam limites da região de sinal 608. As amplitudes que se encontram nos limites 609 e 610 possuem uma razão de frequência para número de onda igual a mais ou menos a velocidade do som na água, denotada por +/- c. O sinal indica a direção na qual a energia se propaga na direção em linha, com "+c" representando a energia que se propaga na direção em linha negativa. O espectro 600 é dividido em região de sinal 608 e duas regiões de não sinal 611 e 612. Qualquer energia que se propague a uma velocidade superior a ou igual a c possui uma amplitude dentro da região de sinal 608 e qualquer energia que se propague a uma velocidade inferior a c possui amplitudes em uma das regiões de não sinal 611 e 612. Visto que determinados subcomponentes de ruído também se propagam ao longo do cabo sísmico com velocidades aparentes superiores a ou iguais a c, a região de sinal 608 contém o componente de sinal e determinados subcomponentes de ruído.

[0092] De forma ideal, as regiões de não sinal 611 e 612 contêm ruído que se propaga em velocidades inferiores a c, que também é chamado de "ruído de baixa velocidade". No entanto, o ruído de baixa velocidade não está estritamente confinado às regiões de não sinal 611 e 612 e, sob determinadas condições, pode vazar para dentro da região de sinal 608. Apesar de haver um número de razões pelas quais o vazamento de ruído de baixa velocidade ocorre, as duas razoes principais são consideradas as seguintes. Primeiro a amostragem espacial dos sensores é tipicamente insuficiente para evitar descontinuidade espacial. Como resultado disso, o ruído de baixa velocidade pode envolver o espectro de número de onda e frequência várias vezes, e partes significativas do ruído de baixa velocidade podem terminar na região de sinal 608. Em segundo lugar, distúrbios nas respostas de sensor ao ruído e variações ao longo da seção de cabo sísmico (por exemplo, mariscos e irregularidades na superfície do cabo sísmico) podem randomizar o ruído de baixa velocidade, que pode resultar em uma parte do ruído de baixa velocidade terminando na região de sinal 608.

[0093] Métodos descritos aqui não devem atenuar o ruído pela remoçao efetiva dos subcomponentes de ruído que se propagam em velocidades superiores a ou iguais a c, mas, em vez disso, atenuam o ruído pela remoção efetiva do ruído que se propaga a velocidades inferiores a c, chamado de "ruído de baixa velocidade". Por exemplo, o ruído de propulsor nprop(xr, yr) e ruído de interferência sísmica nintf (xr, yr) se propagam através da água à velocidade c e se encontram quase que totalmente na região de sinal 608. Por contraste, o ruído de vibração de cabo sísmico nvib(xr, yr), ruído de turbulência nturb(xr, yr), e ruído de irregularidades de cabo sísmico nirreg(xr, yr) se propagam em velocidades inferiores a c e são exemplos de ruído de baixa velocidade com amplitudes correspondentes localizadas nas regiões de não sinal 611 e 612. As amplitudes de ruído de baixa velocidade também podem vazar para dentro da região de sinal 608 devido a descontinuidade espacial e irregularidades de cabo sísmico.

[0094] Depois que a região de sinal 608 foi determinada, amplitudes na região de sinal 608 podem ser emudecidas (isso é, zeradas), deixando um espectro de ruído parcial composto de regiões de não sinal 611 e 612. A figura 7 ilustra uma representação de um espectro de ruído parcial 700 do espectro 600 ilustrado na figura 6. O triângulo não sombreado 702 representa uma região de sinal mudo obtida pelo emudecimento das amplitudes da região de sinal 608. As amplitudes dos subcomponentes de ruído que se encontram nas regiões de não sinal 611 e 612 não são alteradas. Note-se que o emudecimento das amplitudes na região de sinal 608 para obtenção da região de sinal emudecia 702 não apenas emudece o componente de sinal, mas também emudece quaisquer subcomponentes de ruído que se propaguem em velocidades superiores a ou iguais a c e qualquer parte do ruído de baixa velocidade que possa ter vazado para dentro da região de sinal 608. Como resultado disso, depois do emudecimento, o espectro de ruído parcial 700 contém apenas as amplitudes do ruído de baixa velocidade nas regiões de não sinal 611 e 612. Por exemplo, o ruído de propulsor nprop(xr, yr) e o ruído de interferência sísmica nintf (xr, yr) seriam emudecidas na região de sinal mudo 702 enquanto as amplitudes do ruído de vibração de cabo sísmico nvib(xr, yr), o ruído de turbulência nturb(xr, yr), e o ruído de irregularidades de cabo sísmico nirreg (xr, yr), que se encontram basicamente nas regiões de não sinal 611 e 612, não serão alterados, exceto por quaisquer partes do ruído de baixa velocidade que tenha vazado para dentro da região de sinal 608.

[0095] Um modelo do ruído de baixa velocidade pode ser obtido, por exemplo, por computação interativa. O modelo de ruído de baixa velocidade não contém o componente de sinal e subcomponentes de ruído que se propagam em velocidades superiores a ou iguais a c. O modelo de ruído de baixa velocidade é composto de ruído de baixa velocidade e ruído de baixa velocidade interpolado que aproxima as partes do ruído de baixa velocidade que vazaram para dentro da região de sinal 608 devido a descontinuidade e/ou irregularidades. Como resultado disso, o ruído no campo de onda quase contínuo em localizações de receptor quase estacionário pode ser atenuado pela subtração do modelo de ruído de baixa velocidade sem afetar de forma adversa o componente de sinal do campo de onda quase contínuo nas localizações de receptor quase estacionário.

[0096] Um método para computar de forma interativa um modelo de ruído de baixa velocidade é descrito agora com referência às figuras de 8 a 13. O espectro de ruído parcial 700 pode ser o inverso transformado de domínio k-f de volta para o domínio s-t. A transformação inversa pode ser realizada, por exemplo, com uma FFT inversa ("IFFT") ou uma DFT inversa ("IDFT"). A figura 8 ilustra um exemplo de modelo de ruído de baixa velocidade não limitado 800 computado pela transformação inversa do espectro de ruído parcial 700. O eixo geométrico vertical 801 representa o eixo tempo e o eixo geométrico horizontal 802 representa as localizações de receptor estacionário. A região sombreada 803 representa o ruído de baixa velocidade no domínio s-t obtido pela transformação do espectro de ruído parcial 700 a partir do domínio k-f para o domínio s-t e não inclui o ruído de baixa velocidade emudecido na região de sinal emudecido 702. Por exemplo, um traço de ruído parcial 804 contém subcomponentes de ruído de baixa velocidade do traço de localização de receptor estacionário 506, ilustrado na figura 5, mas inclui ruído de baixa velocidade que pode ter vazado para dentro da região de sinal 608 da figura 6. Como ilustrado na figura 8, visto que apenas uma parte do ruído de baixa velocidade contido no espectro de ruído parcial 700 é transformado de volta no domínio s-t, a energia do ruído de baixa velocidade espalha além dos limites de dados sísmicos 504 e 505 no domínio s-t. Amplitudes do ruído de baixa velocidade que espalham além dos limites de dados sísmicos 504 e 505 são representadas pelas regiões de espalhamento 805 e 806.

[0097] As amplitudes localizadas fora dos limites de dados sísmicos 504 e 505 são emudecidas. A figura 9 ilustra um exemplo de modelo de ruído de baixa velocidade 900 que resulta do emudecimento das amplitudes do ruído de baixa velocidade que espalham além dos limites de dados sísmicos 504 e 505. A região sombreada 901 representa o ruído de baixa velocidade que se encontra dentro dos limites de dados sísmicos 504 e 505.

[0098] O ruído de baixa velocidade que vaza para dentro da região de sinal 608 da figura 6 pode ser interpolado a partir do ruído de baixa velocidade que se encontra nas regiões de não sinal 611 e 612 pela transformação do modelo de ruído de baixa velocidade 900 do domínio s-t para o domínio k-f, por exemplo, utilizando uma FFT ou uma DFT. A figura 10 ilustra um exemplo de espectro de modelo de ruído de baixa velocidade 100 no domínio k-f. Pela transformação do modelo de ruído de baixa velocidade 900 para o domínio k-f, a energia do ruído de baixa velocidade que se encontra na região de não sinal 611 e 612 da figura 6 vaza para dentro da região de sinal previamente emudecida 702 para formar uma região de ruído de baixa velocidade interpolado 1002. As setas direcionais 1004 e 1006 representam a energia que vaza para dentro da região de ruído de baixa velocidade interpolado 1002 a partir das regiões de não sinal 1008 e 1010. A região de ruído de baixa velocidade interpolado 1002 aproxima as amplitudes do ruído de baixa velocidade presente na região de sinal real 608 do espectro 600. Visto que uma parte da energia das regiões de não sinal 1008 e 1010 vazou para dentro da região de ruído de baixa velocidade interpolado 1002, a energia das regiões de não sinal 1008 e 1010 é exaurida. A região de ruído de baixa velocidade interpolada 1002 é combinada com as regiões de não sinal originais 611 e 612 do espectro 600 a fim de recuperar a energia exaurida. No exemplo da figura 10, as setas direcionais 1012 e 1018 representam a substituição da região de sinal emudecida 702 pela região de sinal interpolada 1002 para obter um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade conectado 1020. A figura 11 ilustra o espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido 1020 composto de região de ruído de baixa velocidade interpolado 1002 e regiões de não sinal 611 e 612 do espectro 600.

[0099] A figura 12 ilustra um exemplo de um circuito interativo que gera um modelo de ruído de baixa velocidade contido no campo de onda quase contínuo em locais de receptor estacionário 500 ilustradas na figura 5. A abordagem interativa começa com um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido 1201. O espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido 1201 é uma combinação de uma região de ruído de baixa velocidade interpolada 1202 e regiões de não sinal 611 e 612 do espectro 600. A região de ruído de baixa velocidade interpolado 1202 pode ser obtido como descrito acima com referência à figura 10. O espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido 1201 é então transformado do domínio k-f para o domínio s-t para obter um modelo de ruído de baixa velocidade não limitado 1203. A região sombreada 1204 representa o ruído de baixa velocidade não limitado que espalha além dos limites de dados sísmicos 504 e 505 do campo de onda quase contínuo em localizações de receptor quase estacionário 500, ilustradas na figura 5. O ruído de baixa velocidade não limitado 1204 inclui o ruído de baixa velocidade e o ruído de baixa velocidade interpolado. As amplitudes do ruído de baixa velocidade não limitador 1204 localizado fora dos limites dedados sísmicos 504 e 505 são emudecidos para obter o modelo de ruído de baixa velocidade 1205. A região sombreada 1206 representa o ruído de baixa velocidade aproximado do campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionários 500. O modelo de ruído de baixa velocidade 1205 pode então ser transformado do domínio s-t no domínio k-f para obter um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade 1207. As setas direcionais 1208 e 1209 representam a energia do ruído de baixa velocidade que vaza para dentro da região de ruído de baixa velocidade interpolado anterior 1202 para obter uma região de ruído de baixa velocidade interpolado corrigida 1210. A região de ruído de baixa velocidade interpolado corrigida 1210 coloca a região de ruído de baixa velocidade interpolado anterior 1202 e o processo é repetido, cada vez aumentando a região de ruído de baixa velocidade interpolado 1210 e reduzindo a quantidade de energia que vaza além dos limites de dados sísmicos 504 e 505. O resultado final da repetição do circuito interativo da figura 12 é um modelo de ruído de baixa velocidade 1205.

[0100] Em uma implementação, o processo interativo representado na figura 12 pode ser repetido por um número fixo predeterminado de interações denotado por N. Em uma implementação alternativa, o processo interativo representado na figura 12 pode ser repetido até que a quantidade de energia que espalha além dos limites de dados sísmicos 504 e 505 seja essencialmente inalterada. Por exemplo, o processo interativo representado na figura 12 pode ser repetido até

[0101] onde

[0102] T é um valor limite diferente de zero (por exemplo, T = 0,01);

[0103] Ep é a energia que espalha além dos limites de dados sísmicos para a interação anterior; e

[0104] Ec é a energia que espalha além dos limites de dados sísmicos para a interação atual.

[0105] Em geral, a energia fora dos limites de dados sísmicos 504 e 505 na interação 1 pode ser calculada de acordo com:

[0106] onde

[0107] α(xri, yri, ti) é a amplitude do ruído de baixa velocidade que vazou além (isso é, para fora) dos limites de dados sísmicos 504 505; e

[0108] a soma é sobre os pontos (xri, yri, ti) localizados fora dos limites de dados sísmicos 504 e 505.

[0109] O modelo de ruído de baixa velocidade 1205 produzido depois de N interações ou quando a condição da equação (11) é satisfeita e subtraída do campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionários 500 para obter um campo de onda quase contínuo de ruído atenuado em locais de receptor quase estacionário.

[0110] A figura 13 ilustra um exemplo de um modelo de ruído de baixa velocidade 1301 subtraído a partir do campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário 500 para obter um campo de onda quase contínuo de ruído atenuado em locais de receptor quase estacionário 1302. O modelo de ruído de baixa velocidade 1301 pode ser gerado depois de N interações representadas na figura 12 ou quando a condição da equação (11) é satisfeita depois de um número de circuitos de interação representados na figura 12. O modelo de ruído de baixa velocidade 1301 inclui o ruído de baixa velocidade aproximado 1303 que se encontra dentro dos limites de dados sísmicos 504 e 505. O ruído de baixa velocidade aproximado 1303 é composto de ruído de baixa velocidade de ruído de baixa velocidade interpolado que aproximados subcomponentes de ruído de baixa velocidade que vazaram para dentro da região de sinal 608 da figura 6 e foram emudecidos na região de sinal emudecido 702 da figura 7. Um traço 1304 do ruído de baixa velocidade aproximado 1303 pode ser representado por:

[0111] onde

[0112] n<c (xr, yr) são os subcomponentes de ruído de baixa velocidade; e

[0113] nint (xr, yr) é o ruído de baixa velocidade interpolado.

[0114] O ruído n<c (xr, yr) representa os subcomponentes de ruído que se encontram dentro das regiões de não sinal 611 e 612 do espectro 600. O ruído de baixa velocidade interpolado nint(xr, yr) é obtido depois da repetição do circuito interativo ilustrado na figura 12 e se aproxima do ruído de baixa velocidade que vaza na região de sinal 608 devido a descontinuidade espacial e/ou irregularidades de cabo sísmico. O campo de onda quase contínuo de ruído atenuado em locais de receptor quase estacionário 1302 inclui dados sísmicos representados pela região sombreada 1305. Os dados sísmicos 1305 incluem o componente de sinal dos dados sísmicos 503 com o ruído reduzido pelo ruído de baixa velocidade aproximado 1303. Um traço de localização de receptor estacionário de ruído atenuado 1306 pode ser representado por:

[0115] O traço de localização de receptor estacionário de ruído atenuado 1306 inclui o componente de sinal s(xr, yr) do traço de localização de receptor estacionário 506, como representado pela equação (8) e o ruído atenuado representado por n (xr, yr) - n (xr, yr).

[0116] Na descrição acima, o domínio de transformação é o domínio de número de onda-frequência, e uma transformação Fourier bidimensional, tal como uma FFT ou uma DFT, pode ser utilizada para transformar o campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário do domínio s-t para o domínio k-f. No entanto, os métodos de atenuação de ruído descritos acima não devem ser limitados ao uso de domínio k-f como o domínio de transformação ou o uso de transformações Fourier. Na prática, outras transformações podem ser utilizada para transformar o campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário do domínio s-t para um domínio transformado adequado. Por exemplo, uma transformação curvelet pode ser utilizada para transformar o campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário do domínio s-t para um domínio de curvelet, e uma transformação Radon linear, parabólica ou hiperbólica pode ser utilizada para transformar o campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionários do domínio s-t para um domínio de coordenadas polares. Para uma transformação Radon, a região de sinal é definida por uma lentidão p ou inversão da velocidade c.

[0117] Métodos descritos acima não devem ser limitados à atenuação de ruído em dados sísmicos gravados de forma quase contínua. Os métodos descritos acima também podem ser utilizados para atenuar o ruído nos dados sísmicos gravados em gravações de disparo. Os dados sísmicos em um gravação de disparo podem estar em qualquer domínio. Por exemplo, os dados sísmicos podem estar no domínio de disparo comum, domínio de receptor comum, domínio de estação receptora comum ou domínio de ponto intermediário comum. A fim de aplicar os métodos descritos aos dados sísmicos em uma gravação de disparo, os dados sísmicos são primeiramente preenchidos com zeros.

[0118] As figuras 14A e 14B ilustram um exemplo de preenchimento de uma gravação de disparo com zeros. A figura 14A ilustra uma gravação de disparo como um gather 1400 composto de um número de traços. O eixo geométrico horizontal 1401 representa o número de traço ou canal, e o eixo geométrico vertical 1402 representa o tempo. A região sombreada 1403 representa os dados sísmicos gravados como traços, cada traço gerado por um sensor de pressão ou um sensor de movimento de partículas. Por exemplo, a curva wiggle 1404 representa um traço de dados sísmicos. Como com o campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário, os dados sísmicos no gather de disparo comum 1400 contêm um componente de sinal e ruído. Por exemplo, o traço 1404 inclui um componente de sinal e ruído como representado pela equação (8). O preenchimento pode ser realizado pela pré-anexação de um cabo sísmico de amostras de tempo de amplitude zero ao começo de cada traço e anexando um cabo sísmico de amostras de tempo de amplitude zero ao final de cada traço. Por exemplo, um traço representado por tr(r) = {cr(tj)}j=1 é preenchido pela pré-anexação e anexação de amostras de tempo de amplitude zero no começo e final do traço para obtenção de um traço preenchido representado por trpad(r) [ {0,...0, cr(tj),0,...,0}Jj=1. O traço preenchido trpad(r) contém os mesmos dados sísmicos que o traço original tr(r) com zeros localizados no começo e no final do traço. O preenchimento pode incluir a pré-anexação de traços de amplitude zero antes do primeiro traço e a anexação de traços de amplitude zero depois do último traço.

[0119] A figura 14B ilustra um gather de disparo comum preenchido 1406 gerado pelo preenchimento de cada um dos traços no gather de disparo comum 1400. O gather de disparo comum preenchido 1406 inclui o mesmo gather de disparo comum 1400 cercado pelas amostras de tempo de amplitude zero representadas pela região não sombreada 1407. Por exemplo, o traço 1408 inclui o traço 1404 e amostras de tempo de amplitude zero representadas pelas regiões de amplitude plana 1409 e 1410.

[0120] Os métodos descritos acima com referência às figuras de 6 a 12 são aplicados ao gather de disparo comum preenchido 1406 para um número pré-selecionado de interações N ou até que a equação (11) seja satisfeita para gerar um modelo de ruído de velocidade baixa preenchido. A figura 15 ilustra um exemplo de um modelo de ruído de baixa velocidade preenchido 1500 subtraído a partir do gather de disparo comum preenchido 1406 para obter um gather de disparo comum preenchido de ruído atenuado 1506. O modelo de ruído de baixa velocidade 1500 pode ser gerado depois de N circuitos de interação representados na figura 12 ou quando a condição da equação (11) é satisfeita depois de um número de circuitos de interação representados na figura 12. Um traço 1504 do modelo de ruído de baixa velocidade 1500 pode ser representado pela equação (13). O modelo de ruído de baixa velocidade 1500 é subtraído do gather de disparo comum preenchido 1406 para obter o gather de disparo comum preenchido de ruído atenuado 1506. O traço 1508 do gather de disparo comum preenchido de ruído atenuado 1506 inclui o componente de sinal dos dados sísmicos de gather de disparo comum 1400 com o ruído reduzido pelo modelo de ruído de baixa velocidade 1500 como representado pela equação (14). O preenchimento com zeros do gather de disparo comum preenchido de ruído atenuado 1506 pode ser removido para obtenção de um gather de disparo comum de ruído atenuado.

[0121] A figura 16 ilustra um fluxograma de controle de um método para atenuar o ruído nos dados sísmicos. No bloco 1601, os dados sísmicos são recebidos, como descrito acima com referência às figuras de 1 a 4. Os dados sísmicos podem ser dados de pressão gravados quase continuamente ou dados de movimento de partículas gravados quase continuamente. Alternativamente, os dados sísmicos podem ser dados de pressão ou dados de movimento de partícula gravados em uma gravação de disparo de um comprimento de tempo limitado (por exemplo, cerca de 8 a 12 segundos) e classificados em qualquer domínio adequado, tal como gather de disparo comum, gather de ponto intermediário comum, ou um gather de receptor comum. No bloco de decisão 1602, os dados sísmicos são identificados como dados sísmicos de gravação de disparo ou gravados quase continuamente. Quando os dados sísmicos são identificados como uma gravação de disparo, o controle flui para o bloco 1603. Do contrário, os dados sísmicos são dados sísmicos gravados quase continuamente, e o controle flui para o bloco 1604. No bloco 1603, os dados sísmicos gravados em uma gravação de disparo são preenchidos com zeros, como descrito acima com referência às figuras 14A e 14B. No bloco 1604, os dados sísmicos gravados quase continuamente são corrigidos para movimento relativo dos receptores para gerar um campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário, como descrito acima com referência às equações (2) a (7). A gravação de disparo preenchido criada no bloco 1603 e o campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário criados no bloco 1604 contêm um número de amostras de tempo de amplitude zero e são ambos chamados de "matrizes de dados sísmicos esparsos". As operações de computação representadas pelos blocos 1605-1609 podem ser realizadas na gravação de disparo preenchido ou campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário. Na descrição a seguir dos blocos 1605-1609, o termo "matriz de dados sísmicos esparsos" é utilizado para fazer referência à gravação de disparo preenchido criada ou campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionários. No bloco 1605, a matriz de dados sísmicos esparsos é transformada do domínio s-t para um domínio de transformação utilizando uma transformação adequada para gerar um espectro da matriz de dados sísmicos esparsos. Por exemplo, a transformação pode ser uma FFT ou uma DFT e o domínio de transformação pode ser o domínio k-f. Alternativamente, a transformação pode ser uma transformação curvelet e o domínio de transformação pode ser o domínio curvelet ou a transformação pode ser a transformação Radon e o domínio de transformação pode ser o domínio de coordenadas polares. No bloco 1606, uma região de sinal do domínio de transformação é determinada. Por exemplo, no domínio k-f, a região de sinal pode ser determinada como descrito acima com referência à figura 6. No bloco 1607, as amplitudes na região de sinal são emudecidas pela configuração de amplitudes que se encontram dentro da região de sinal e a região de sinal localizada no limite de região de sinal igual a zero para gerar um espectro de ruído parcial, como descrito acima com referência à figura 7. No bloco 1608, uma rotina "determinar modelo de ruído de baixa velocidade" é chamada para determinar de forma interativa um ruído de baixa velocidade emudecido na região de sinal emudecido e gerar um modelo de ruído de baixa velocidade contido na matriz de dados sísmicos esparsos. O modelo de ruído de baixa velocidade gerado no bloco 1609 é subtraído da matriz de dados sísmicos esparsos para obtenção de uma matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado, como descrito acima com referência às figuras 13 e 15. No bloco de decisão 1601, se a matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado for uma gravação de disparo preenchido de ruído atenuado, o controle flui para o bloco 1611 e o preenchimento com zeros é removido para obtenção de gravação de disparo de ruído atenuado de dados sísmicos.

[0122] A figura 17A ilustra um fluxograma de controle da rotina "determinar o modelo de ruído de baixa velocidade" chamada no bloco 1608 da figura 16. Um circuito para começando com o bloco 1701 repete as operações dos blocos 1702-1707 para N interações. No bloco 1702, o espectro de ruído parcial gerado no bloco 1607 da figura 16 é transformado do domínio de transformação de volta para o domínio s-t utilizando uma transformação inversa. Por exemplo, se o espectro de ruído parcial estiver no domínio k-f, o espectro de ruído parcial é transformado em domínio s-t utilizando uma IFFT ou uma IDFT como descrito com referência à figura 8. No bloco 1703, as amplitudes dos dados sísmicos localizados fora dos limites de dados sísmicos dos dados sísmicos do campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário são emudecidas para gerar um modelo de ruído que aproxima o ruído do campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário, como descrito acima com relação à figura 9. No bloco de decisão 1704, quando o índice de interação n é igual a N, o modelo de ruído computado no bloco 1703 é retornado. Do contrário, no bloco 1705, o modelo de ruído gerado no bloco 1703 é transformado do domínio s-t para o domínio de transformação para gerar um espectro de modelo de ruído, como descrito acima com referência à figura 10. A transformação de volta para o domínio de transformação faz com que a energia nas regiões sem sinal vaze para dentro da região de sinal emudecido previamente a partir das regiões sem sinal para gerar uma região de sinal interpolado no espectro de modelo de ruído, como descrito acima com referência à figura 10. No bloco 1706, um espectro de modelo de ruído corrigido é gerado pela combinação da região de sinal interpolado com as regiões sem sinal do espectro gerado no bloco 1605, como descrito acima com referência às figuras 10 e 11. No bloco 1707, o índice de interação n é incrementado.

[0123] A figura 17B ilustra um fluxograma de controle da rotina "determinar modelo de ruído de baixa velocidade" chamada no bloco 1608 da figura 16. No bloco 1711, uma energia de interação anterior Ep é inicializada para zero. No bloco 1712, o espectro de ruído parcial gerado no bloco 1607 é transformado do domínio de transformação de volta para o domínio s-t utilizando uma transformação inversa. Por exemplo, se o espectro de ruído parcial estiver no domínio k-f, o espectro de ruído parcial é transformado do domínio s-t utilizando uma IFFT ou uma IDFT como descrito com referência à figura 8. No bloco 1713, a energia Ec é computada de acordo com a equação (12). No bloco 1714, amplitudes de dados sísmicos localizados fora dos limites de dados sísmicos dos dados sísmicos do campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário são emudecidas para gerar um modelo de ruído que se aproxima do ruído do campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário, como descrito acima com referência à figura 9. No bloco de decisão 1715, quando a diferença absoluta entre a energia de interação anterior Ep e a energia de interação atual Ec é inferior a um limite T como descrito acima com referência à equação (11), o modelo de ruído computado no bloco 1714 é retornado. Do contrário, no bloco 1716, o modelo de ruído gerado no bloco 1714 é transformado do domínio s-t para o domínio de transformação para gerar um espectro de modelo de ruído, como descrito acima com referência à figura 10. A transformação de volta para o domínio de transformação faz com que a energia nas regiões sem sinal vaze para dentro da região de sinal previamente emudecida a partir de regiões sem sinal para gerar uma região de sinal interpolado no espectro de modelo de ruído, como descrito acima com referência à figura 10. No bloco 1717, um espectro de modelo de ruído corrigido é gerado pela combinação da região de sinal interpolado com as regiões sem sinal do espectro gerado no bloco 1703, como descrito acima com referência às figuras 10 e 11. No bloco 1718, a energia de interação anterior Ep recebe o valor da energia de interação atual Eca. As operações representadas pelos blocos 1712-1718 são repetidas até que a condição representada pela equação (11) seja satisfeita, como descrito acima com referência à figura 12.

[0124] A figura 18 ilustra um exemplo de um sistema de computador programado para atenuar o ruído nos dados sísmicos gravados quase continuamente e, portanto, representa um sistema de processamento de dados sísmicos. Os componentes internos de sistema de computador muito pequenos, intermediários e grandes além de sistemas de armazenamento com base em processador especializados 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") 1802-1805, uma ou mais memórias eletrônicas 1808 interconectadas com as CPUs por uma CPU/barramento de memória e subsistema 1810 com barramentos adicionais 1814 e 1816, ou outros tipos de mídia de interconexão em alta velocidade, incluindo, múltiplas interconexões seriais em alta velocidade. Os barramentos ou interconexões seriais, por sua vez, conectam as CPUs e a memória aos processadores especializados, tal como um processador gráfico 1818, e com uma ou mais pontes adicionais 1820, que são interconectadas às conexões seriais de alta velocidade ou com múltiplos controladores 1822-1827, tal como o controlador 1827, que fornece acesso a vários tipos diferentes de mídia legível por computador, tal como o meio legível por computador 1828, os monitores eletrônicos, os dispositivos de entrada, e outros componentes, subcomponentes e recursos de computação. Os monitores eletrônicos, incluindo tela de exibição visual, alto falantes de áudio, e outras interfaces de saída, e os dispositivos de entrada, incluindo mouse, teclados, telas de toque, e outras interfaces de entrada, constituem em conjunto as interfaces de entrada e saída que permitem que o sistema de computador interaja com os usuários humanos. O meio legível por computador 1828 é um dispositivo de armazenamento de dados, incluindo memória eletrônica, acionador de disco ótico ou magnético, acionador USB, memória flash ou outro dispositivo de armazenamento de dados. O meio legível por computador 1828 pode ser utilizado para armazenar instruções legíveis por maquina 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.

[0125] A figura 19 ilustra uma gravação de dados sísmicos real 1901 exibida como um campo de onda de pressão quase contínuo em locais de receptor quase estacionário. A gravação 1901 possui um eixo geométrico de tempo 1902 e um eixo geométrico de número de traço 1903. A gravação 1901 foi gerada pela gravação quase contínua de um campo de onda de pressão por 2 horas, 13 minutos, e 20 segundos utilizando mais de 1800 sensores de pressão localizados ao longo de um cabo sísmico móvel. A gravação 1901 foi corrigida para o movimento do receptor utilizando a operação de correção de distância em linha da equação (16) e exibe o campo de onda de pressão quase contínuo total em locais de receptor quase estacionário gerados pelos sensores de pressão localizados ao longo de um cabo sísmico que foi rebocado ao longo de um trilho de embarcação linear. A região sombreada 1904 representa os dados sísmicos de pressão real. As linhas 1905 e 1906 são limites dedados sísmicos utilizados para demarcar os dados sísmicos de nenhum dado fora dos limites de dados sísmicos 1905 e 1906. As gravações de dados sísmicos 1908 e 1910 contêm os primeiros 20 segundos e os 100 primeiros segundos da gravação de dados sísmicos 1901.

[0126] A figura 20 ilustra um espectro da gravação 1901 transformado de domínio s-t em domínio k-f. O eixo geométrico vertical 2001 representa a frequência angular e o eixo geométrico horizontal 2002 representa uma faixa de números de onda. O sombreamento mais escuro representa amplitudes maiores e o sombreamento claro representa amplitudes menores. As linhas tracejadas 2003 e 2004 representam os limites de uma região de sinal 2005. Na figura 20, o espectro é dividido em região de sinal 2005 e regiões de não sinal 2006 e 2007.

[0127] A figura 21 ilustra um espectro de ruído parcial obtido pelo emudecimento das amplitudes na região de sinal 2005 do espectro ilustrado na figura 20. O triângulo não sombreado 2101 representa uma região de sinal emudecida obtida pelo emudecimento das amplitudes na região de sinal 2005.

[0128] A figura 22 ilustra um modelo de ruído não limitado 2201 obtido como resultado da transformação de espectro de ruído parcial da figura 19 a partir do domínio k-f de volta para o domínio s-t. A região sombreada 2202 representa os subcomponentes de ruído contidos nas regiões sem sinal 2006 e 2007 da figura 20 depois da transformação para o domínio s-t. A figura 22 também ilustra vistas amplificadas 2203 e 2204 que contêm ruído para os primeiro 20 e os primeiros 100 segundos, respectivamente, do modelo de ruído sem limite 2201. Note- se que a energia vazou além dos limites de dados sísmicos 1905 e 1906, o que é especialmente observado como sombreamento 2206 no modelo de ruído não limitado 2201 e vista amplificada 2204.

[0129] A figura 23 ilustra um espectro de modelo de ruído obtido depois do emudecimento das amplitudes fora dos limites de dados sísmicos 1905 e 1906 da figura 22 seguido pela transformação a partir do domínio s-t no domínio k-f. Uma região de sinal interpolado 2301 resulta da energia que vaza das regiões sem sinal exauridas 2302 e 2303. O espectro de modelo de ruído da figura 23 é então transformado do domínio k-f em domínio s-t, e o processo descrito acima com referência afigura 12 é repetido para 10 interações.

[0130] A figura 24 ilustra um modelo de ruído não limitado 2401 obtido depois de 10 interações de transformação para trás e para frente entre o domínio s-t e o domínio k-f e o emudecimento da energia que vaza fora dos limites de dados sísmicos 1905 e 1906 no domínio k-f. Deve-se notar que depois de 10 interações pouca energia de ruído 2402 vazou além dos limites de dados sísmicos 1905 e 1906. As gravações de dados sísmicos 2404 e 2406 contêm os primeiros 20 segundos e os primeiros 100 segundos de gravação de dados sísmicos 2401.

[0131] A figura 25 ilustra a subtração do ruído de alta velocidade aproximado 2501 e um modelo de ruído de baixa velocidade aproximado obtido depois de 10 interações a partir do campo de onda de pressão quase contínuo 1908 em locais de receptor quase estacionário para um campo de onda de pressão quase contínua de ruído atenuado nos locais de receptor quase estacionário 2502. A fim de se ilustrar as mudanças reais, apenas os primeiros 20 segundos do ruído de baixa velocidade aproximado 2501, campo de onda de pressão quase contínua 1908 e campo de onda de pressão quase contínua de ruído atenuado 2502 são exibidos. O campo de onda de pressão quase contínua de ruído atenuado em locais de receptor quase estacionário 2502 é obtido pela subtração do ruído de baixa velocidade aproximado 2501 do campo de onda de pressão quase contínua 1908.

[0132] As fórmulas matemáticas e gathers apresentados acima não são, de forma alguma, destinados a significar ou sugerir uma ideia abstrata ou conceito. As fórmulas matemáticas e as descrições matemáticas são utilizadas como uma forma concisa de descrever simbolicamente operações de computação específicas que podem ser realizadas em dados sísmicos obtidos a partir dos dispositivos de medição reais (isso é, sensores de pressão e sensores de movimento de partículas) desdobrados para medir os campos de onda reais gerados durante uma pesquisa marinha. Em geral, o campo de processamento de dados sísmicos utiliza fórmulas matemáticas e descrições matemáticas como uma forma concisa de descrever simbolicamente e representar as operações de computação realizadas nos dados sísmicos para resultar em informação útil sobre o interior da terra. As fórmulas matemáticas e métodos descritos acima são implementados por fim em hardware de computador físico, dispositivos de armazenamento de dados e sistemas de comunicação a fim de obter resultados que também representam os conceitos físicos e concretos do interior da terra. Por exemplo, como explicado acima, um campo de onda de pressão real emanando de uma formação subterrânea real depois de ser iluminado com um campo de onda de fonte é composto de ondas de pressão física reais que são amostradas utilizando-se pressão física e concreta e sensores de movimento de partículas. Os sensores de pressão, por sua vez, produzem sinais elétricos ou óticos que codificam os dados de pressão que representam o campo de onda de pressão e são fisicamente gravados em dispositivos de armazenamento de dados e sofrem o processamento de computação utilizando o hardware como descrito acima. Os sensores de movimento de partículas, por sua vez, produzem sinais elétricos ou óticos que codificam o deslocamento de partículas, velocidade ou dados de aceleração que representam o deslocamento de partículas, velocidade ou campo de onda de aceleração, respectivamente, e são fisicamente gravados nos dispositivos de armazenamento de dados e sofrem processamento de computação utilizando o hardware como descrito acima. Um campo de onda quase contínuo de ruído atenuado em locais de receptor quase estacionários pode ser submetido ao processamento adicional de dados sísmicos a fim de interpretar a estrutura e composição física da formação subterrânea, tal como no monitoramento de produção ou localização de um depósito de hidrocarboneto real dentro da formação subterrânea.

[0133] Qualquer dado sísmicos e dado sísmico processado, incluindo campos de onda quase contínuos em locais de receptor quase estacionários e campos de onda quase contínuos de ruído atenuado em locais de receptor quase estacionário, podem formar um produto de dados geofísicos indicativo de determinadas propriedades de uma formação subterrânea. O produto de dados geofísicos pode incluir dados geofísicos sísmicos processados e pode ser armazenado em um meio legível por computador como descrito acima. O produto de dados geofísicos pode ser produzido offshore (isso é, por equipamento em uma embarcação de pesquisa 102) ou na costa (isso é, em uma instalação de computação em terra) dentro dos Estados Unidos ou em outro país. Quando o produto de dados geofísicos é produzido offshore ou em outro pais, o mesmo pode ser importado para a costa para uma instalação de armazenamento de dados nos Estados Unidos. Uma vez na costa nos Estados Unidos, a análise geofísica pode ser realizada no produto de dados.

[0134] 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 uma variedade de diferentes implementações pode ser obtida pela variação de qualquer um dentre muitos parâmetros de desenho e desenvolvimento diferentes, incluindo linguagem de programação, sistema de operação subjacente, organização modular, estruturas de controle, estruturas de dados, e outros parâmetros de desenho e desenvolvimento. Dessa forma, a presente descrição não deve ser limitada às implementações ilustradas aqui, mas deve ser acordado o escopo mais amplo consistente com os princípios e características de novidade descritos aqui.

Claims

1. Método para gerar uma imagem de uma formação subterrânea usando técnicas sísmicas marinhas nas quais duas ou mais fontes são ativadas para gerar energia acústica que é refletida da formação subterrânea e gravada por sensores sísmicos como dados sísmicos, caracterizado pelo fato de a melhoria específica compreender: a geração de uma matriz de dados sísmicos esparsa a partir dos dados sísmicos (1603); a transformação da matriz de dados sísmicos esparsa de um domínio de espaço-tempo para um domínio de transformação para gerar um espectro (1605); a determinação de uma região de sinal do espectro (1606); o emudecimento de amplitudes na região de sinal para gerar um espectro de ruído parcial do espectro (1607); a determinação iterativa de um modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial (1608), o modelo de ruído de baixa velocidade inclui o ruído que se propaga em velocidades inferiores à velocidade do som na água e ruído de baixa velocidade interpolado que representa o ruído afetado por descontinuidade espacial e irregularidades de cabo sísmico; a subtração do modelo de ruído de baixa velocidade da matriz de dados sísmicos esparsos para gerar a matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado (1609); e a utilização da matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado, pelo menos em parte, para gerar uma imagem da informação subterrânea.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de os dados sísmicos serem dados sísmicos gravados quase que continuamente.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a correção de dados sísmicos gravados quase que continuamente para movimento relativo de receptores para gerar um campo de onda quase contínuo em locais de receptor aproximadamente estacionário, onde a matriz de dados sísmicos esparsos é o campo de onda quase contínuo em locais de receptor aproximadamente estacionário.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de a correção de dados sísmicos gravados quase que continuamente para o movimento relativo dos receptores compreender adicionalmente: a transformação de dados sísmicos gravados quase continuamente a partir do domínio de espaço-tempo para o domínio de tempo e número de onda; a computação de um operador de correção de distância com base em coordenadas de receptor no começo de um trilho de embarcação de uma embarcação marinha e coordenadas de receptor em cada momento de amostra para cada número de onda, traço e amostra de tempo; e a multiplicação do operador de correção de distância por cada amostra de tempo de um traço do campo de onda quase contínuo no domínio de tempo e número de onda para obtenção de um campo de onda quase contínuo em locais de receptor aproximadamente estacionário no domínio de tempo e número de onda; e a transformação do campo de onda quase contínuo em locais de receptor aproximadamente estacionário para o domínio de espaço-tempo.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente o preenchimento de um gather de dados sísmicos gravados em uma gravação de disparo com amostras de tempo de amplitude zero para gerar um gather preenchido, onde a matriz de dados sísmicos esparsos é o gather preenchido.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a computação do espectro da matriz de dados sísmicos esparsos compreender adicionalmente a transformação da matriz de dados sísmicos esparsos do domínio de espaço-tempo em um dentre o domínio de número de onda e frequência, domínio de curvelet, e domínio de coordenadas polares.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a determinação da região de sinal compreender adicionalmente a divisão do espectro em uma região de sinal e uma região de não sinal, a região de sinal correspondendo aos subcomponentes de sinal e ruído que se propagam em velocidades superiores a ou iguais à velocidade do som na água e o não sinal corresponde ao ruído de baixa velocidade que se propaga a velocidades inferiores à velocidade do som na água.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o emudecimento de amplitudes na região de sinal do espectro compreender adicionalmente a designação de um valor igual a zero para cada amplitude que se encontra dentro da região de sinal.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a determinação iterativa do modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial compreender adicionalmente: para um número fixo de interações, a transformação do espectro de ruído parcial em domínio de espaço-tempo para gerar um modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; o emudecimento das amplitudes do modelo de ruído de baixa velocidade não limitado fora dos limites de dados sísmicos da matriz de dados sísmicos esparsos para obtenção do modelo de ruído de baixa velocidade; o envio do modelo de ruído de baixa velocidade quando a iteração final é alcançada; a transformação do modelo de ruído de baixa velocidade em um domínio de transformação para obtenção de ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal; e a substituição de amplitudes fora da região de sinal por amplitudes do espectro para gerar um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a determinação iterativa do modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial compreende adicionalmente: repetidamente, a transformação do espectro de ruído parcial em domínio de espaço-tempo para gerar um modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; a computação de energia acústica de amplitudes fora dos limites de dados sísmicos do modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; o emudecimento de amplitudes do modelo de ruído de baixa velocidade não limitado fora dos limites de dados sísmicos da matriz de dados sísmicos esparsos para obtenção do modelo de ruído de baixa velocidade; o envio do modelo de ruído de baixa velocidade quando a energia acústica está abaixo de um limite; a transformação do modelo de ruído de baixa velocidade em um domínio de transformação para obtenção do ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal; a substituição das amplitudes fora da região de sinal por amplitudes do espectro para gerar um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido.

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

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente o armazenamento do gather dos dados de campo de onda de velocidade de partículas vertical aproximados em um ou mais dispositivos de armazenamento de dados.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de os dados sísmicos e a matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado formarem um produto de dados geofísicos, compreendendo adicionalmente a gravação do produto de dados geofísicos em um meio legível por computador físico, não volátil, adequado para importação para a costa (onshore).

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a realização da análise geofísica na costa no produto de dados geofísicos.

15. Sistema de computador que atenua o ruído em dados sísmicos, o sistema compreendendo: um ou mais processadores (1802-1805); um ou mais dispositivos de armazenamento de dados (1828); e um meio legível por computador armazenado em um ou mais dentre dispositivos de armazenamento de dados caracterizado pelo fato de que quando executado por um ou mais processadores controla o sistema para realizar: a geração de uma matriz de dados sísmicos esparsos a partir de dados sísmicos (1603); a transformação da matriz de dados sísmicos esparsos de um domínio de espaço-tempo em um domínio de transformação para gerar um espectro (1605); a determinação de uma região de sinal do espectro (1606); o emudecimento de amplitudes da região de sinal para gerar um espectro de ruído parcial do espectro (1607); a determinação iterativa de um modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial (1608), o modelo de ruído de baixa velocidade incluindo o ruído que se propaga em velocidades inferiores à velocidade do som na água e ruído de baixa velocidade interpolado que representa o ruído afetado por descontinuidade espacial e irregularidades de cabo sísmico; e a subtração do modelo de ruído de baixa velocidade a partir da matriz de dados sísmicos esparsos para gerar matiz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado (1609); e a utilização da matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado, pelo menos em parte, para gerar uma imagem da informação subterrânea.

16. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de os dados sísmicos serem dados sísmicos gravados quase que continuamente.

17. Sistema, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a correção de dados sísmicos gravados quase que continuamente para o movimento relativo dos receptores para gerar um campo de onda quase contínuo nos locais de receptor aproximadamente estacionário, em que a matriz de dados sísmicos esparsos é o campo de onda quase contínuo em locais de receptor aproximadamente estacionário.

18. Sistema, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de a correção dos dados sísmicos gravados quase que continuamente para o movimento relativo dos receptores compreender adicionalmente: a transformação dos dados sísmicos gravados quase que continuamente a partir do domínio de espaço-tempo para o domínio de tempo e número de onda; a computação de um operador de correção de distância com base em coordenadas de receptor no começo de um trilho de embarcação de uma pesquisa marinha e coordenadas de receptor em cada tempo de amostra para cada número de onda, traço e amostra de tempo; e a multiplicação do operador de correção de distância para cada amostra de tempo de um traço do campo de onda quase contínuo no domínio de tempo e número de onda para obtenção de um campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário no domino de tempo e número de onda; e a transformação do campo de onda quase contínuo em locais de receptor aproximadamente estacionário para o domínio de espaço-tempo.

19. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente o preenchimento de um gather de dados sísmicos gravados em uma gravação de disparo com amostras de tempo de amplitude zero para gerar um gather preenchido, onde a matriz de dados sísmicos esparsos é o gather preenchido.

20. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de a computação do espectro da matriz de dados sísmicos esparsos compreender adicionalmente a transformação da matriz de dados sísmicos esparsos do domínio de tempo e espaço em um dentre domínio de número de onda e frequência, domínio de curvelet, e domínio de coordenadas polares.

21. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de a determinação da região de sinal compreender adicionalmente a partição do espectro em uma região de sinal e uma região sem sinal, a região de sinal correspondendo aos subcomponentes de sinal e ruído que se propagam em velocidades superiores a ou iguais à velocidade do som na água e o não sinal correspondendo ao ruído de baixa velocidade que se propaga nas velocidades inferiores à velocidade do som na água.

22. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de o emudecimento de amplitudes na região de sinal do espectro compreender adicionalmente a designação de um valor igual a zero para cada amplitude que se encontra dentro da região de sinal.

23. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de a determinação iterativa do modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial compreender adicionalmente: a transformação do espectro de ruído parcial em domínio de espaço-tempo para gerar um primeiro modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; para um número fixo de iterações, o emudecimento de amplitudes do modelo de ruído de baixa velocidade não limitado fora dos limites de dados sísmicos da matriz de dados sísmicos esparsos para obter o modelo de ruído de baixa velocidade, a transformação do modelo de ruído de baixa velocidade em um domínio de transformação para obter o ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal; e a combinação do ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal com regiões sem sinal do espectro para gerar um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido; a transformação do espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido na transformação para gerar um segundo modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; e o envio do modelo de ruído de baixa velocidade quando a iteração final é alcançada.

24. Sistema, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de a determinação iterativa do modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial compreender adicionalmente: a transformação do espectro de ruído parcial em domínio de espaço-tempo para gerar um primeiro modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; repetidamente, emudecer as amplitudes do modelo de ruído de baixa velocidade não limitado fora dos limites de dados sísmicos da matriz de dados sísmicos esparsos para obter o modelo de ruído de baixa velocidade; transformar um modelo de ruído de baixa velocidade em um domínio de transformação para obter o ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal; e combinar o ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal com regiões sem sinal do espectro para gerar um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido; transformar o espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido na transformação para gerar um segundo modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; e enviar o modelo de ruído de baixa velocidade quando a energia de amplitudes fora dos limites de dados sísmicos está abaixo de um limite.

25. Meio legível por computador não transitório caracterizado pelo fato de possuir um conjunto de instruções armazenadas no mesmo para executar um método com as seguintes etapas: geração de uma matriz de dados sísmicos esparsos a partir dos dados sísmicos (1603); transformação da matriz de dados sísmicos esparsos a partir de um domínio de espaço-tempo em um domínio de transformação para gerar um espectro (1605); determinação de uma região de sinal do espectro (1606); emudecimento de amplitudes na região de sinal para gerar um espectro de ruído parcial do espectro (1607); determinação iterativa de um modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial (1608), o modelo de ruído de baixa velocidade incluindo ruído que se propaga em velocidades inferiores à velocidade do som na água e ruído de baixa velocidade interpolado que representa o ruído afetado por descontinuidade espacial e irregularidades de cabo sísmico; e subtração do modelo de ruído de baixa velocidade a partir da matriz de dados sísmicos esparsos para gerar a matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado (1609); e a utilização da matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado, pelo menos em parte, para gerar uma imagem da informação subterrânea.

26. Meio, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de os dados sísmicos serem dados sísmicos gravados quase que continuamente.

27. Meio, de acordo com a reivindicação 26, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente a correção de dados sísmicos gravados de forma quase contínua para o movimento relativo dos receptores para gerar um campo de onda quase contínuo em locais de receptor aproximadamente estacionário, onde a matriz de dados sísmicos esparsos é o campo de onda quase contínuo em locais de receptor quase estacionário.

28. Meio, de acordo com a reivindicação 27, caracterizado pelo fato de a correção de dados sísmicos gravados quase continuamente para o movimento relativo dos receptores compreender adicionalmente: a transformação dos dados sísmicos gravados quase continuamente a partir do domínio de espaço-tempo em domínio de tempo e número de onda; a computação de um operador de correção de distância com base nas coordenadas de receptor no começo de um trilho de embarcação de uma pesquisa marinha e coordenadas de receptor em cada amostra de tempo para cada número de onda, traço e amostra de tempo; e a multiplicação do operador de correção de distância para cada amostra de tempo de um traço de campo de onda quase continuo no domino de tempo e número de onda para obter um campo de onda quase contínuo em locais de receptor aproximadamante estacionário no domínio de tempo e número de onda; e a transformação do campo de onda quase contínuo em locais de receptor apoximadamente estacionário em domínio de espaço-tempo.

29. Meio, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de compreender adicionalmente o preenchimento de dados sísmicos com amostras de tempo de amplitude igual zero para gerar um gather preenchido, onde a matriz de dados sísmicos esparsos é o gather preenchido.

30. Meio, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de a computação do espectro de matriz de dados sísmicos esparsos compreender adicionalmente a transformação da matriz de dados sísmicos esparsos do domínio de espaço-tempo em um dentre o domínio de número de onda e frequência, domínio de curvelet, e domínio de coordenadas polares.

31. Meio, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de a determinação da região de sinal compreender adicionalmente a partição do espectro em uma região de sinal e uma região sem sinal, a região de sinal correspondendo aos subcomponentes de sinal e ruído que se propagam em velocidades superiores a ou iguais à velocidade de som na água e não sinal correspondendo ao ruído de baixa velocidade que se propaga em velocidades inferiores à velocidade do som na água.

32. Meio, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de o emudecimento de amplitudes na região de sinal do espectro compreender adicionalmente a designação de um valor zero para cada amplitude que se encontra dentro da região de sinal.

33. Meio, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de a determinação iterativa do modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial compreender adicionalmente: a transformação do espectro de ruído parcial em domínio de espaço-tempo para gerar um primeiro modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; para um número fixo de iterações emudecer as amplitudes do modelo de ruído de baixa velocidade não limitado fora dos limites de dados sísmicos da matriz de dados sísmicos esparsos para obtenção de modelo de ruído de baixa velocidade, transformação do modelo de ruído de baixa velocidade em um domínio de transformação para obter o ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal; e combinação do ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal com regiões de não sinal do espectro para gerar um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido; transformação do espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido na transformação para gerar um segundo modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; e envio do modelo de ruído de baixa velocidade quando a interação final é alcançada.

34. Meio, de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de a determinação iterativa do modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial compreende adicionalmente: a transformação do espectro de ruído parcial em domínio de espaço-tempo para gerar um primeiro modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; repetidamente, emudecer as amplitudes do modelo de ruído de baixa velocidade não limitado fora dos limites de dados sísmicos da matriz de dados sísmicos esparsos para obter o modelo de ruído de baixa velocidade; transformar o modelo de ruído de baixa velocidade em um domínio de transformação para obter o ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal, e combinar o ruído de baixa velocidade interpolado da região de sinal com regiões sem sinal do espectro para gerar um espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigida; transformar o espectro de modelo de ruído de baixa velocidade corrigido para gerar um segundo modelo de ruído de baixa velocidade não limitado; e enviar o modelo de ruído de baixa velocidade quando a energia das amplitudes fora dos limites de dados sísmicos está abaixo de um limite.

35. Método para gerar uma imagem de uma formação subterrânea usando técnicas sísmicas marinhas nas quais duas ou mais fontes são ativadas para gerar energia acústica que é refletida da formação subterrânea e gravada por sensores sísmicos como dados sísmicos, caracterizado pelo fato de a melhoria específica compreender: geração de uma matriz de dados sísmicos esparsos a partir dos dados sísmicos gravados quase continuamente (1603); transformação da matriz de dados sísmicos esparsos de um domínio de espaço-tempo em um domínio de transformação para gerar um espectro (1605); determinação de uma região de sinal do espectro (1606); emudecimento de amplitudes na região de sinal para gerar um espectro de ruído parcial do espectro (1607); determinação iterativa de um modelo de ruído de baixa velocidade com base no espectro de ruído parcial (1608), o modelo de ruído de baixa velocidade inclui o ruído que se propaga em velocidades inferiores à velocidade do som na água e ruído de baixa velocidade interpolado que representa o ruído afetado por descontinuidade espacial e irregularidades de cabo sísmico; subtração do modelo de ruído de baixa velocidade a partir da matriz de dados sísmicos esparsos para gerar a matriz de dados sísmicos esparsos não atenuados (1609); e a utilização da matriz de dados sísmicos esparsos de ruído atenuado, pelo menos em parte, para gerar uma imagem da informação subterrânea.