BR102016024737B1

BR102016024737B1 - Método de coleta de dados sísmicos em uma pesquisa marítima e sistema para coletar dados sísmicos gerados com uma disposição de fonte de linha cruzada

Info

Publication number: BR102016024737B1
Application number: BR102016024737-3A
Authority: BR
Inventors: Gert-Jan Adriaan Van Groenestijn
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2015-10-26
Filing date: 2016-10-24
Publication date: 2023-05-16
Also published as: AU2016247207B2; US11327196B2; US10162073B2; BR102016024737A2; US20170115416A1; NO20161660A1; US10162072B2; US10151847B2; US20190094401A1; US20170115419A1; US20170115417A1; AU2016247207A1

Abstract

PESQUISAS MARÍTIMAS CONDUZIDAS COM DISPOSIÇÕES DE FONTES MÚLTIPLAS. Pesquisas marítimas efetuadas com disposições de fonte múltipla compreendendo três ou mais fontes, são discutidas. Cada fonte de uma disposição de fonte múltipla é uma disposição de elementos de fonte, tais como canhões de ar. As fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser dispostas em tipo particular de configuração que é efetivamente mantida, enquanto que a embarcação de pesquisa se desloca em uma linha de navegação. As fontes da disposição de fonte múltipla são ativadas para iluminar acusticamente uma formação subterrânea com sinais acústicos. Duas ou mais fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser ativadas para criar dados sísmicos misturados.

Description

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDO RELACIONADO

[0001] Este pedido reivindica o benefício do Pedido Provisório 62/246.283, depositado em 26 de outubro de 2015.

ANTECEDENTES

[0002] As companhias de sismologia marítima investem pesadamente no desenvolvimento de equipamento de levantamento sísmico marítimo e técnicas de processamento de dados sísmicos de modo a obter imagens sísmicas precisas, de alta resolução, de formações subterrâneas localizadas abaixo de um corpo de água. As imagens sísmicas de alta resolução de uma formação subterrânea são usadas para determinar a estrutura de formações subterrâneas, descobrir reservatórios de petróleo, e monitorar reservatórios de petróleo durante a produção. Um levantamento sísmico marítimo típico é efetuado com uma embarcação de pesquisa que reboca uma ou duas fontes sísmicas e um número de estruturas alongadas através do corpo de água. A embarcação de pesquisa contém equipamento de aquisição sísmica, tais como controle de navegação, controle de fonte sísmica, controle de receptor sísmico, e equipamento de registro. O controle de fonte sísmica controla a ativação da uma ou duas fontes sísmicas em tempos selecionados ou localizações. Uma fonte sísmica tipicamente compreende uma disposição de elementos de fonte, tais como canhões de ar, que são simultaneamente ativados para produzir um impulso acústico. O impulso acústico é uma onda sonora que se desloca para baixo através da água, e no interior de uma formação subterrânea. Em cada interface entre tipos diferentes de rocha e sedimento, uma porção da onda sonora é refratada, uma porção da onda sonora é transmitida, e outra porção é refletida de volta no corpo de água para se propagar em direção à superfície da água. As estruturas alongadas ("streamers") são estruturas similares a cabo alongadas que são rebocadas atrás da embarcação de pesquisa na direção da embarcação de pesquisa que está se deslocando (isto é, direção da linha de navegação), e são dispostas substancialmente paralelas entre si na direção perpendicular à direção da linha de navegação. As estruturas alongadas ("streamers") coletivamente formam uma superfície de aquisição de dados sísmicos. Cada estrutura alongada inclui um número de receptores ou sensores sísmicos que detectam pressão e/ou campos de onda do movimento da partícula das ondas sonoras refletidas de volta na água a partir da formação subterrânea. A pressão e/ou os campos de onda do movimento da partícula registrados são processados para produzir imagens sísmicas da formação subterrânea.

[0003] De modo a reduzir o custo por quilômetro quadrado de aquisição de dados sísmicos tridimensionais, e maximizar a área de subsuperfície levantada por linha de navegação, as companhias de sismologia marítima frequentemente instalam estruturas alongadas mais longas com grande separação entre as estruturas alongadas, conforme comparado às pesquisas marítimas mais tradicionais. Por exemplo, um levantamento sísmico marítimo tradicional pode ser efetuado com dez estruturas alongadas de 6.000 m de comprimento separadas por cerca de 75 m. Por contraste, o tempo de aquisição de uma pesquisa marítima pode ser mais baixo com dezesseis estruturas alongadas de 7.000 m de comprimento separadas por 100 m, e ainda mais baixo com doze estruturas alongadas de 8.000 m de comprimento separadas por 150 m, e ainda mais baixo com dez estruturas alongadas de 10.000 m de comprimento separadas por 200 m. Em termos de produtividade de pesquisa marítima completa, estas grandes separações da estrutura alongada reduzem os tempos de aquisição de dados de entre 35% a 50%, que se traduz em uma economia significante em tempo e custos.

[0004] Contudo, os esforços para abaixar o custo pelo aumento do comprimento da estrutura alongada e distâncias entre as estruturas alongadas pode ter um lado negativo em que a resolução espacial dos dados sísmicos coletados é tipicamente mais baixa do que os dados sísmicos coletados em levantamentos efetuados com estruturas alongadas mais curtas, mais intimamente separadas, pelas seguintes razões. À medida que os comprimentos das estruturas alongadas são aumentados, os intervalos de tempo de registro sísmico entre ativações de fonte sísmica são aumentados de modo a capturar sinais de retorno de afastamentos mais longos de fonte-receptor. Os intervalos de tempo de registro mais longos necessitam de mais tempo entre ativações das fontes sísmicas e, portanto, uma distância maior da linha de navegação é deslocada entre as ativações das fontes sísmicas. Em adição, à medida que a separação da estrutura alongada aumenta de 100 m, para 150 m, para 200 m, a amostragem de linha cruzada entre estruturas alongadas conduz a suavização espacial na direção perpendicular para a direção da linha de navegação. Como um resultado, técnicas de aquisição de fonte sísmica dupla, combinadas com comprimentos mais longos de estrutura alongada e distâncias maiores entre estruturas alongadas, conduzem a uma diminuição na densidade de dados sísmicos totais, uma diminuição no número de ativações de fonte sísmica usado para iluminar acusticamente a formação subterrânea, e suavização espacial aumentada perpendicular à direção da linha de navegação. Estes fatores impactam na capacidade de mostrar adequadamente campos de onda refletidos a partir da formação subterrânea, remover ruído coerente, e proporcionar amostragem espacial suficiente às estruturas geológicas subterrâneas de complexo de imagem.

DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0005] As Figuras 1A-1B mostram vistas em elevação lateral e de topo de um sistema de aquisição de dados sísmicos de exemplo.

[0006] As Figuras 2A-2B mostram vistas em elevação lateral e de topo de uma disposição de fonte de linha cruzada.

[0007] As Figuras 3A-3B mostram vistas em elevação lateral e de topo de uma disposição de fonte vertical.

[0008] As Figuras 4A-4C mostram vistas em elevação lateral, de topo, e traseira de uma disposição de fonte curva.

[0009] A Figura 5 mostra uma vista isométrica de uma fonte.

[0010] A Figura 6 mostra uma vista em elevação lateral do sistema de aquisição de dados sísmicos com uma vista ampliada de um receptor.

[0011] A Figura 7 mostra um coletor de dados sísmicos total e traço de exemplo.

[0012] A Figura 8 mostra um volume de dados sísmicos em um domínio de espaço-frequência.

[0013] As Figuras 9A-9C mostram exemplos de matrizes de dados sísmicos bi e tridimensionais em um domínio de espaço-frequência.

[0014] A Figura 10A mostra uma vista de topo de uma pesquisa marítima típica efetuada com uma embarcação de pesquisa e duas fontes sísmicas espaçadas à parte na direção de linha cruzada.

[0015] A Figura 10B mostra uma vista em elevação de ponto médio comum e pontos de profundidade comum em três camadas de uma formação subterrânea localizada abaixo de um corpo de água.

[0016] As Figuras 10C-10D mostram vistas de topo de pesquisas marítimas efetuadas com disposições de fonte de linha cruzada.

[0017] As Figuras 11A-11C mostram localizações de linha cruzada de uma fonte e receptor usados para calcular velocidade de partícula de linha cruzada.

[0018] A Figura 12 mostra o coletor de dados sísmicos total em um domínio de número de onda-frequência.

[0019] As Figuras 13A-13C mostram atenuação de ruído usando uma máscara de muting bidimensional.

[0020] A Figura 14 mostra uma vista em elevação lateral de uma embarcação de pesquisa que reboca uma disposição de fonte vertical abaixo de uma superfície livre de um corpo de água.

[0021] A Figura 15 mostra uma vista em perspectiva de uma disposição de fonte vertical ativada em cinco localizações ao longo de uma linha de navegação.

[0022] As Figuras 16A-16E mostram fontes sem fantasma aplicadas a um coletor de estação de receptor comum.

[0023] As Figuras 17A-17D mostram fontes sem fantasma aplicadas a dados sísmicos sintéticos.

[0024] A Figura 18 mostra uma vista em perspectiva de uma embarcação de pesquisa que reboca uma disposição de fonte curva abaixo de uma superfície livre de um corpo de água.

[0025] A Figura 19 mostra uma vista em perspectiva de uma disposição de fonte curva ativada em três localizações ao longo de uma linha de navegação.

[0026] As Figuras 20A-20B mostram exemplos de registrar dados sísmicos misturados à medida que uma embarcação de pesquisa se desloca em uma linha de navegação de um levantamento sísmico marítimo.

[0027] A Figura 21 mostra um diagrama de controle de fluxo de um método para separação de dados sísmicos misturados.

[0028] A Figura 22 mostra um diagrama de controle de fluxo de "dados sísmicos separados estimados" de rotina denominados na Figura 21.

[0029] As Figuras 23A-23C mostram separação de fonte aplicada a um coletor de tiro comum de dados sísmicos pseudosseparados produzidos com uma fonte de uma disposição de fonte vertical.

[0030] As Figuras 24A-24D mostram dados sísmicos separados e não misturados e diferença entre dados sísmicos separados e não misturados mostrados nas Figuras 23A-23C.

[0031] A Figura 25 mostra gráficos de exemplo de resistência da fonte em uma disposição de fonte múltipla com distância aumentada de um centro da disposição de fonte múltipla.

[0032] A Figura 26 mostra um exemplo de um sistema de computador que pode ser usado para executar métodos eficientes de atenuação de ruído, fontes sem fantasma, e separação de dados sísmicos de acordo com as concretizações aqui reveladas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0033] As pesquisas marítimas efetuadas com disposições de fonte múltipla são descritas. As disposições de fonte múltipla podem ser usadas em pesquisas marítimas efetuadas com estruturas alongadas mais longas e maior separação entre estruturas alongadas do que em pesquisas marítimas tradicionais de modo a abaixar os custos da pesquisa marítima. Uma disposição de fonte múltipla compreende três ou mais fontes rebocadas atrás de uma embarcação de pesquisa. Cada fonte de uma disposição de fonte múltipla compreende uma disposição de elementos de fonte. Um elemento fonte pode ser um canhão de ar, um canhão de água, ou um vibrador marítimo. As fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser dispostas e rebocadas em um tipo particular de configuração. As fontes podem ser ativadas naquele mesmo tempo, de acordo com uma sequência particular, ou em tempos diferentes, de modo a iluminar acusticamente uma formação subterrânea com campos de onda da fonte que, por sua vez, produzem campos de onda refletidos a partir da formação subterrânea. As fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser ativadas de modo que os campos de onda da fonte se sobrepõem, e os campos de onda refletidos são misturados e registrados como dados sísmicos misturados. Métodos para separar, fonte sem fantasma, e atenuar ruído em dados sísmicos misturados obtidos usando uma disposição de fonte múltipla, são descritos. As fontes das disposições de fonte múltipla podem ser dispostas na direção de linha cruzada e espaçadas à parte, para maximizar interações de campo de onda da fonte com uma área de subsuperfície por linha de navegação deslocada pela embarcação de pesquisa. As fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser dispostas verticalmente, ou ao longo de diagonais de uma configuração curva, e ativadas em profundidades diferentes de modo a evitar geração de fantasmas de fonte nos mesmos graus de frequência para um levantamento total.

[0034] As Figuras 1A-1B mostram vistas em elevação lateral e de topo, respectivamente, de um sistema de aquisição de dados sísmicos exemplo que inclui uma embarcação de pesquisa 102 rebocando uma disposição de fonte múltipla 104 e seis estruturas alongadas separadas 106-111 abaixo de 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 porção destes. Neste exemplo, cada estrutura alongada é fixada em uma extremidade à embarcação de pesquisa 102, via um cabo de transmissão de dados da estrutura alongada. As estruturas alongadas 106-111 ilustradas formam uma superfície de aquisição de dados horizontais idealmente planares com relação à superfície livre 112. Contudo, na prática, a superfície de aquisição de dados e as estruturas alongadas podem ser suavemente variadas devido às correntes marítimas ativas e condições climáticas. Em outras palavras, embora as estruturas alongadas 106-111 sejam ilustradas nas Figuras 1A e 1B, e subsequentes figuras como retos e substancialmente paralelos à superfície livre 112, na prática, as estruturas alongadas rebocadas podem ondular como um resultado das condições dinâmicas do corpo de água no qual as estruturas alongadas estão submersas. Uma superfície de aquisição de dados não é limitada a tendo uma orientação planar horizontal com relação à superfície livre 112. As estruturas alongadas podem ser rebocadas a profundidades que angulam a superfície de aquisição de dados com relação à superfície livre 112, ou uma ou mais das estruturas alongadas podem ser rebocadas a profundidades diferentes. Uma superfície de aquisição de dados não é limitada a seis estruturas alongadas, conforme mostrado na Figura 1B. Na prática, o número de estruturas alongadas usadas para formar uma superfície de aquisição de dados pode variar de tão pouco como uma estrutura alongada a 20 ou mais estruturas alongadas. A disposição de fonte múltipla 104 compreende três ou mais fontes descritas abaixo com referência às Figuras 4-6.

[0035] A Figura 1A inclui um plano xz 114, e a Figura 1B inclui um plano xy 116 do mesmo sistema de coordenada Cartesiana tendo três eixos coordenados ortogonais, espaciais rotulados x, y e z. O sistema de coordenada é usado para especificar orientações e localizações de coordenada no interior do corpo de água. A direção x especifica a posição de um ponto em uma direção paralela ao comprimento das estruturas alongadas, ou na direção da embarcação de pesquisa que está se deslocando, e é referida como a direção "em linha". A direção y especifica a posição de um ponto em uma direção perpendicular ao eixo x, e substancialmente paralela à superfície livre 112, e é referida como a direção de "linha cruzada". A direção z especifica a posição de um ponto perpendicular ao plano xy (isto é, perpendicular à superfície livre 112) com a direção z positiva apontando para baixo distante da superfície livre 112. As estruturas alongadas 106-111 são cabos longos contendo linhas de transmissão de energia e de dados que ligam receptores representados por retângulos sombreados, tal como receptor 118, espaçados à parte ao longo da profundidade de cada estrutura alongada ao equipamento de aquisição sísmica, e dispositivo de armazenagem de dados localizados a bordo da embarcação de pesquisa 102.

[0036] A profundidade da estrutura alongada abaixo da superfície livre 112 pode ser estimada, em várias localizações, ao longo das estruturas alongadas usando dispositivos de medição de profundidade fixados às estruturas alongadas. Por exemplo, os dispositivos de medição de profundidade podem medir pressão hidrostática ou utilizar medições de distância acústica. Os dispositivos de medição de profundidade podem ser integrados com controladores de profundidade, tais como paravanes ou pipas de água, que controlam e mantêm a profundidade e posição das estruturas alongadas à medida que as estruturas alongadas são rebocadas através do corpo de água. Os dispositivos de medição de profundidade são tipicamente colocados em intervalos (por exemplo, cerca de 300 metros de intervalos em algumas implementações) ao longo de cada estrutura alongada. Nota-se que em outras implementações, boias podem ser fixadas às estruturas alongadas, e usadas para manter a orientação e profundidade das estruturas alongadas abaixo da superfície livre 112.

[0037] A disposição de fonte múltipla 104 pode compreender duas ou mais fontes rebocadas atrás da embarcação de pesquisa 102 em uma configuração particular. As Figuras 2A-2B mostram vistas em elevação lateral e de topo, respectivamente, da disposição de fonte múltipla 104 em que as fontes são rebocadas atrás da embarcação de pesquisa 102 em uma configuração substancialmente linear na direção de linha cruzada (isto é, direção y). A disposição de fonte múltipla 104 em que as fontes são linearmente dispostas na direção de linha cruzada é denominada uma "disposição de fonte de linha cruzada". As fontes podem ser espaçadas com distância aproximadamente igual entre fontes adjacentes na direção de linha cruzada. As Figuras 3A-3B mostram vistas em elevação lateral e de topo, respectivamente, da disposição de fonte múltipla 104 em que as fontes são rebocadas atrás da embarcação de pesquisa 102 em uma direção substancialmente vertical (isto é, direção z). A disposição de fonte múltipla 104 em que as fontes são substancialmente linearmente dispostas na direção vertical é denominada uma "disposição de fonte vertical". As fontes podem ser espaçadas com distância aproximadamente igual entre fontes adjacentes na direção vertical. As fontes da disposição de fonte múltipla 104 podem também serem rebocadas atrás da embarcação de pesquisa 102, conforme mostrado nas Figuras 4A-4C. A disposição de fonte múltipla 104 em que as fontes são dispostas ao longo de direções substancialmente diagonais lineares, conforme mostrado nas Figuras 4A-4C, é denominada uma "disposição de fonte curva". As fontes podem ser espaçadas com distância aproximadamente igual entre fontes adjacentes ao longo de duas linhas diagonais direcionadas para baixo com relação à direção vertical.

[0038] Cada fonte da disposição de fonte múltipla 104 compreende subdisposições de elementos de fonte. Os elementos de fonte podem ser canhões de ar ou canhões de água. A Figura 5 mostra uma vista isométrica de uma fonte exemplo 500 que compreende quatro subdisposições similarmente configuradas 501-504. Por exemplo, a subdisposição 503 inclui sete elementos de fonte, tal como elemento de fonte 506, suspensos de uma haste semirrígida 508 que é suspensa de um flutuador 510 por cabos de profundidade 512. A subdisposição 503 também inclui sete sensores de pressão, tal como sensor de pressão 514, que são cada localizado em proximidade a um dos elementos de fonte. Por exemplo, o sensor de pressão 514 está localizado no campo próximo (por exemplo, aproximadamente 1 m a menos do que 10 m) do elemento de fonte 506. O ponto 516 representa o centro geométrico das fontes da fonte 500, onde xs representa as coordenadas Cartesianas (xs,ys,zs) do centro geométrico dos elementos de fonte da fonte 500. As subdisposições 501-504 são ligadas por cabos 518-520, e cada subdisposição pode incluir um dispositivo de direção, tal como uma asa, que pode ser usado para separadamente direcionar e controlar a direção do deslocamento da subdisposição, enquanto que sendo rebocado através do corpo de água. Por exemplo, a subdisposição 502 inclui uma asa 522 que pode ser usada para controlar a direção lateral da subdisposição 502.

[0039] Voltando à Figura 1A, a Figura 1A mostra uma vista em corte transversal da embarcação de pesquisa 102 rebocando a disposição de fonte múltipla 104 acima de uma formação subterrânea 120. A curva 122, a superfície da formação, representa uma superfície do topo da formação subterrânea 120 localizada na parte de fundo do corpo de água. A formação subterrânea 120 pode compreender um número de camadas subterrâneas de sedimento e rocha. As curvas 124, 126, e 128 representam interfaces entre camadas subterrâneas de composições diferentes. Uma região sombreada 130, ligada no topo por uma curva 132, e na parte de fundo por uma curva 134, representa um depósito de hidrocarboneto subterrâneo, as coordenadas de profundidade e posicional do qual podem ser determinadas, pelo menos em parte, por análise de dados sísmicos coletados durante um levantamento sísmico marítimo. À medida que a embarcação de pesquisa 102 se move sobre a formação subterrânea 120, um controle de fonte sísmica localizado na embarcação de pesquisa 102 ativa as três ou mais fontes compreendendo a disposição de fonte múltipla 104. As fontes podem ser ativadas para produzir sinais acústicos misturados em intervalos espaciais e/ou temporais (ver discussão abaixo com referência à Figura 20). A ativação de cada fonte da disposição de fonte múltipla 104 é frequentemente denominada um "tiro". Em outras implementações, a disposição de fonte múltipla 104 pode ser rebocada por uma embarcação de pesquisa, e as estruturas alongadas podem ser rebocados por uma embarcação de pesquisa diferente. A Figura 1A mostra um sinal acústico que se expande para fora a partir da disposição de fonte múltipla 104 como um campo de onda de pressão 136 representado por semicírculos de raio aumentado centrado na disposição de fonte múltipla 104. As ondas frontais que se expandem externamente a partir da disposição de fonte múltipla podem ser esféricas, mas são mostradas em seção transversal de plano vertical na Figura 1A. A porção que se expande para fora e para baixo do campo de onda de pressão 136, e qualquer porção do campo de onda de pressão 136 refletida a partir da superfície livre 112 são denominadas o "campo de onda da fonte". O campo de onda da fonte eventualmente alcança a superfície da formação 122 da formação subterrânea 120, em cujo ponto o campo de onda da fonte pode ser parcialmente refletido a partir da superfície da formação 122, e parcialmente refratado para baixo na formação subterrânea 120, tornando-se ondas elásticas dentro da formação subterrânea 120. Em outras palavras, no corpo de água, o sinal acústico é composto principalmente de ondas condensadas de pressão , ou ondas P, enquanto que na formação subterrânea 120, as ondas incluem ambas ondas P e ondas transversais, ou ondas S. Dentro da formação subterrânea 120, em cada interface entre tipos diferentes de materiais, ou em descontinuidades em densidade, ou em uma ou mais de várias outras características físicas ou parâmetros, as ondas que se propagem para baixo podem ser parcialmente refletidas e parcialmente refratadas. Como um resultado, cada ponto da superfície da formação 122, e cada ponto das interfaces 124, 126, e 128, pode ser um refletor que se torna uma fonte de ponto secundário potencial da qual energia de onda acústica e elástica, respectivamente, pode emanar para cima em direção aos receptores 118 em resposta ao sinal acústico gerado pela disposição de fonte múltipla 104, e ondas elásticas que se propagam para baixo geradas a partir do impulso de pressão. Conforme mostrado na Figura 1A, as ondas de amplitude significante podem ser geralmente refletidas de pontos em ou próximos à superfície da formação 122, tal como o ponto 138, e de pontos em ou muito próximos às interfaces na formação subterrânea 120, tal como pontos 140 e 142. As ondas que se expandem ascendentes refletidas a partir da formação subterrânea 120 são coletivamente o "campo de onda refletido".

[0040] As ondas que compõem o campo de onda refletido podem ser geralmente refletidas em tempos diferentes dentro de uma faixa de tempos após o campo de onda da fonte inicial. Um ponto na superfície da formação 122, tal como o ponto 138, pode receber um distúrbio de pressão a partir do campo de onda da fonte mais rapidamente do que um ponto dentro da formação subterrânea 120, tais como os pontos 140 e 142. Similarmente, um ponto na superfície da formação 122 diretamente abaixo da disposição de fonte múltipla 104 pode receber o distúrbio de pressão mais depressa do que um ponto que assenta distante na superfície da formação 122. Desse modo, os tempos em que as ondas são refletidas de vários pontos dentro da formação subterrânea 120, podem estar relacionados à distância, no espaço tridimensional, dos pontos a partir da disposição de fonte múltipla ativada 104.

[0041] As ondas acústicas e elásticas, contudo, podem se deslocar em velocidades diferentes dentro de materiais diferentes, bem como dentro do mesmo material sob pressões diferentes. Portanto, os tempos de deslocamento do campo de onda da fonte e campo de onda refletido podem ser funções da distância a partir da disposição de fonte múltipla 104, bem como os materiais e características físicas dos materiais através dos quais os campos de onda se deslocam. Em adição, as ondas frontais que se expandem dos campos de onda podem ser alteradas à medida que as ondas frontais cruzam as interfaces, e à medida que a velocidade do som varia no meio atravessado pela onda frontal. A superposição de ondas refletidas de dentro da formação subterrânea 120 em resposta ao campo de onda da fonte pode ser um campo de onda geralmente complicado que inclui informação sobre as formas, tamanhos, e características do material da formação subterrânea 120, incluindo informação sobre as formas, tamanhos, e localizações das várias características de reflexão dentro da formação subterrânea 120 de interesse para exploração sismologistas.

[0042] Cada receptor 118 pode ser um sensor de multicomponente incluindo sensores de movimento de partícula e um sensor de pressão. Um sensor de pressão detecta variações na pressão da água com o tempo. O termo "sensor de movimento de partícula" é um termo geral usado para se referir a um sensor que pode ser configurado para detectar deslocamento de partícula, velocidade de partícula, ou aceleração de partícula com o tempo.

[0043] A Figura 6 mostra uma vista em elevação lateral do sistema de aquisição de dados sísmicos marítimo com uma vista ampliada 602 do receptor 118. O receptor 118 é um sensor de multicomponente que compreende um sensor de pressão 604 e um sensor de movimento de partícula 606. O sensor de pressão pode ser, por exemplo, um hidrofone. Cada sensor de pressão é um sensor não direcional que mede mudanças na pressão hidrostática com o tempo para produzir dados de pressão denotados por 𝑝(𝑥 ⃑௥, 𝑥 ⃑௦, 𝑡), onde 𝑥 ⃑_𝑟 representa as coordenadas Cartesianas (𝑥_𝑟, 𝑦_𝑟, 𝑧_𝑟 ) de um receptor, e t representa o tempo. Os sensores de movimento de partícula podem ser responsivos ao movimento da água. Em geral, os sensores de movimento de partícula detectam movimento de partícula (isto é, deslocamento, velocidade, ou aceleração) em uma direção particular, e podem ser responsivos a tal deslocamento direcional das partículas, velocidade das partículas, ou aceleração das partículas. Um sensor de movimento de partícula que mede deslocamento de partícula gera dados de deslocamento de partícula denotados por 𝑔_𝑛 ⃑ (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡), onde o vetor n" representa a direção ao longo da qual o deslocamento da partícula é medido. Um sensor de movimento de partícula que mede a velocidade da partícula (isto é, sensor de velocidade de partícula) gera dados de velocidade de partícula denotados por 𝑣_𝑛 ⃑ (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡)Um sensor de movimento de partícula que mede aceleração da partícula (isto é, acelerômetro) gera dados de aceleração de partícula denotados por 𝑎_𝑛 ⃑ (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡).Os dados gerados por um tipo de sensor de movimento de partícula podem ser convertidos a outro tipo. Por exemplo, os dados de deslocamento de partícula podem ser diferenciados para obter dados de velocidade de partícula, e os dados de aceleração de partícula podem ser integrados para obter os dados de velocidade de partícula.

[0044] O termo "dados de movimento de partícula" é um termo geral que se refere a dados de deslocamento de partícula, dados de velocidade de partícula, ou dados de aceleração de partícula, e o termo "dados sísmicos" se refere a dados de pressão e/ou dados de movimento de partícula. Os dados de pressão representam um campo de onda de pressão, os dados de deslocamento de partícula representam um campo de onda de deslocamento de partícula, os dados de velocidade de partícula representam um campo de onda de velocidade de partícula, e os dados de aceleração de partícula representam campo de onda de aceleração de partícula. Os campos de onda de deslocamento de partícula, velocidade, e aceleração, são referidos como campos de onda do movimento da partícula.

[0045] Os sensores de movimento de partícula são tipicamente orientados, de modo que o movimento de partícula- é medido na direção vertical (isto é, 𝑛 ⃑ = (0,0, 𝑧))em cujo caso 𝑔_𝑧 (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡) é denominado dados de deslocamento vertical, 𝑣_𝑧 (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡) é denominado dados de velocidade vertical, e 𝑎_𝑧 (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡) é denominado dados de aceleração vertical. Alternativamente, cada receptor pode incluir dois sensores de movimento de partícula adicionais que medem o movimento de partícula - em duas outras direções, 𝑛 ⃑_1 e 𝑛 ⃑_2, que são ortogonais a 𝑛 ⃑ (isto é, 𝑛 ⃑ ∙ 𝑛 ⃑_1 = 𝑛 ⃑ ∙ 𝑛 ⃑_2 = 0, onde "∙" é o produto escalar) e ortogonal entre si (isto é, 𝑛 ⃑_1 ∙ 𝑛 ⃑_2 = 0). Em outras palavras, cada receptor pode incluir três sensores de movimento de partícula que medem movimento de partícula – nas três direções ortogonais. Por exemplo, em adição a ter um sensor de movimento de partícula que mede a velocidade da partícula na direção z para dar 𝑣_𝑧 (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡), cada receptor pode incluir um sensor de movimento de partícula que mede o campo de onda na direção em linha de modo a obter os dados de velocidade em linha, 𝑣_𝑥 (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡), e um sensor de movimento de partícula que mede o campo de onda na direção de linha cruzada de modo a obter os dados de velocidade de linha cruzada, 𝑣_𝑦 (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡). Em certas implementações, os receptores podem compreender somente sensores de pressão, e, em outras implementações, os receptores podem ser somente sensores de movimento de partícula.

[0046] As estruturas alongadas 106-111 e a embarcação de pesquisa 102 podem incluir facilidades de detecção de eletrônicos e facilidades de processamento de dados que permitem que os dados sísmicos gerados por cada receptor sejam correlacionados com o tempo que cada fonte da disposição de fonte múltipla 104 é ativada, posições absolutas na superfície livre 112, e posições absolutas tridimensionais com relação a um sistema de coordenada arbitrária tridimensional. Os dados de pressão e dados de movimento de partícula podem ser armazenados no receptor, e/ou podem ser enviados ao longo das estruturas alongadas, via cabos de transmissão de dados à embarcação de pesquisa 102, onde os dados podem ser armazenados eletronicamente ou magneticamente no dispositivo de armazenagem de dados localizado a bordo da embarcação de pesquisa 102, e/ou transmitidos onshore a uma facilidade de processamento de dados sísmicos.

[0047] Cada sensor de pressão e sensor de movimento de partícula, ou cada grupo de tais sensores, podem incluir um conversor de análogo-para-digital que converte sinais análogos dependentes do tempo em série de tempo distinta de valores consecutivamente medidos denominados "amplitudes" separados no tempo por uma taxa de amostra. Os dados de série de tempo gerados por uma pressão ou sensor de movimento de partícula são denominados um "traço", que pode compreender milhares de amostras coletadas a uma taxa de amostra típica de cerca de 1 a 5 ms. Um traço é um registro de uma resposta de formação subterrânea a energia acústica que passa de uma fonte ativada, na formação subterrânea, onde uma porção da energia acústica é refletida e/ou refratada, e, finalmente, detectada por um sensor, conforme acima descrito. Um traço registra variações em uma amplitude dependente do tempo que corresponde a flutuações na energia acústica do campo de onda medido pelo sensor. Em geral, cada traço é um conjunto ordenado de pressão espacial discreta e dependente tempo, ou amplitudes de sensor de movimento, denotados por:

onde tr representa pressão, deslocamento de partícula, velocidade de partícula, ou amplitude de aceleração de partícula; A é amplitude; t_j é o jn tempo de amostra; e J é o número de amostras no tempo no traço.

[0048] A localização de coordenada x ~_r de cada receptor pode ser calculada de informação de posição global obtida de um ou mais dispositivos de posicionamento global localizados ao longo das estruturas alongadas, embarcação de pesquisa, e boias, e a geometria conhecida e arranjo das estruturas alongadas, e receptores. A localização de coordenada x^_s de cada fonte dentro da disposição de fonte múltipla 104 pode também ser obtida de um ou mais dispositivos de posicionamento global localizados em cada fonte, e a geometria conhecida e arranjo das fontes dentro da disposição de fonte múltipla 104. Cada traço pode também incluir um cabeçote de traço não representado na Equação (1) que identifica o receptor específico que gera o traço, receptor e coordenadas espaciais de GPS da fonte, e pode incluir taxa de amostra de tempo e o número de amostras de tempo. Os traços podem ser registrados em equipamento de registro localizado a bordo da embarcação de pesquisa 102.

[0049] Os traços são coletados para formar um "coletor" que pode ser adicionalmente processado usando várias técnicas de processamento de dados sísmicos de modo a obter informação sobre a estrutura da formação subterrânea. A Figura 7 mostra um conjunto de dados sísmicos 700 coletado para um número de fonte diferente e localizações de coordenada do receptor. O eixo 701 representa coordenadas de fonte, o eixo 702 representa coordenadas do receptor, e o eixo 703 representa o tempo. Um traço 704 de dados sísmicos 𝑝(𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡),conforme acima descrito, com referência a Equação (1), para um sinal acústico gerado por uma fonte em uma localização de fonte 𝑥 ⃑_𝑠 de uma disposição de fonte múltipla, e medido por um receptor, tal como um sensor de pressão ou sensor de movimento de partícula, em uma localizações do receptor 𝑥 ⃑_𝑟. Nota-se que o agitar no traço 704 não representa variação dependente do tempo com relação ao receptor e coordenadas da fonte. O agitar no traço 704 representa variação dependente do tempo na pressão por um sensor de pressão localizado na localização da fonte x\s e nas localizações do receptor x "_T. Os traços de dados sísmicos não mostrados na Figura 7 são registrados para outra fonte e localizações do receptor representadas pela fonte e eixos do receptor 701 e 702. Os traços são coletados para formar o conjunto de dados sísmicos 700:

[0050] Os traços no conjunto de dados sísmicos 700 podem ser classificados em domínios diferentes, tais como domínio de tiro comum, domínio de estação de receptor comum, domínio de canal comum, e domínio de ponto médio comum. Por exemplo, o retângulo 706 representa um coletor de tiro comum de traços tendo a mesma localização de fonte e localizações do receptor diferentes, tais como traços coletados ao longo da mesma estrutura alongada. O retângulo 708 representa um coletor de estação de receptor comum de traços tendo localizações de fonte diferentes, mas os traços são gerados por receptores diferentes que passam sobre a mesma ou localização de estação de receptor comum.

[0051] Nota-se que na seguinte discussão, o termo geral "dados sísmicos" é usado para se referir a dados de pressão, dados de movimento de partícula, dados de velocidade de partícula, e dados de aceleração de partícula. A notação, p, é usada para representar dados de pressão, dados de movimento de partícula, dados de velocidade de partícula, ou dados de aceleração de partícula, nas fórmulas matemáticas discutidas abaixo, a menos que de outro modo citado. Os métodos e sistemas discutidos abaixo não são pretendidos para serem limitados a dados de pressão, e podem ser usados com dados de movimento de partícula, dados de velocidade de partícula, e dados de aceleração de partícula, descritos acima.

[0052] Uma transformada de Fourier pode ser usada para transformar o conjunto de dados sísmicos 700 a partir do domínio espaço-tempo ("s-t") para o domínio de espaço-frequência ("s-f"), conforme segue:

onde ℱ_(𝑡 − 𝑓) é uma transformada de Fourier de domínio de tempo-para-frequência; e r é conjunto de dados sísmicos no domínio s-f.

[0053] A Figura 8 mostra um conjunto de dados sísmicos 800, denotado por lr, no domínio s-f produzido por aplicação de uma transformada de Fourier com relação ao tempo para o conjunto de dados sísmicos 700. O eixo 801 representa frequências denotadas por f. As camadas de linha tracejada no conjunto de dados sísmicos 800 representam matrizes de dados sísmicos para frequências diferentes. Por exemplo, a camada sombreada 802 representa uma matriz de dados sísmicos denotada por 𝑃(𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑓)para uma frequência única f. O conjunto de dados sísmicos P~ tem uma matriz de dados sísmicos P para cada frequência.

[0054] A Figura 9A mostra uma matriz de dados sísmicos bidimensional 900 para uma frequência única de um conjunto de dados sísmicos no domínio s-f. O eixo vertical 901 representa localizações do receptor, e o eixo horizontal 902 representa localizações de fonte. Neste exemplo, N representa o número de fontes de uma disposição de fonte múltipla, e M representa o número de receptores. Cada X, tal como X 903, dentro da matriz de dados sísmicos 900 representa dados sísmicos gerados por um receptor em localizações do receptor como um resultado da ativação de uma fonte da disposição de fonte múltipla em uma localização de fonte.

[0055] A Figura 9B mostra um exemplo de uma matriz de dados sísmicos tridimensional 908 para uma frequência única de um conjunto de dados sísmicos no domínio s-f regado por uma disposição de fonte de linha cruzada. As setas direcionais 910 e 912 representam fonte em linha e coordenadas de receptor, respectivamente. Cada quadrado representa uma submatriz de dados sísmicos associada com um par particular de fonte em linha e coordenadas de receptor, e as faixas de receptor de linha cruzada e coordenadas de fonte. Por exemplo, as setas direcionais 914 e 916 representam fonte de linha cruzada e coordenadas de receptor, respectivamente. A submatriz 918 representa dados sísmicos gerados por uma fonte em coordenada de receptor em linha x_r1 e coordenada de fonte em linha x_s2 para uma faixa de receptor de coordenada de linha cruzada e coordenadas de fonte y_r e y_s. A linha tracejada 920 representa um coletor de estação de receptor comum tridimensional, e a linha tracejada 922 representa um coletor de tiro comum tridimensional. Por outro lado, coletor de canal comum tridimensional e coletor de ponto médio comum são dispersos sobre as submatrizes.

[0056] A Figura 9C mostra um exemplo de uma matriz de dados sísmicos tridimensional 926 para uma frequência única de um conjunto de dados sísmicos no domínio s-f gerado por uma disposição de fonte vertical. As setas direcionais 928 e 930 representam fonte em linha e coordenadas de receptor, respectivamente. Cada quadrado representa uma submatriz de dados sísmicos associada com um par particular de fonte em linha e coordenadas de receptor, e faixas de receptor de linha cruzada e coordenadas de fonte verticais. Por exemplo, as setas direcionais 932 e 934 representam receptor de linha cruzada e coordenadas de fonte verticais, respectivamente. A submatriz 936 representa dados sísmicos gerados por uma fonte em coordenada de receptor em linha x_r1 e coordenada de fonte em linha x_s2 para uma faixa de coordenada de linha cruzada e coordenadas de receptor y_r e coordenadas de fonte verticais z_s. A linha tracejada 938 representa um coletor tridimensional de estação de receptor comum, e a linha tracejada 940 representa um coletor tridimensional de tiro comum. Por outro lado, o coletor de canal comum tridimensional e o coletor de ponto médio comum são dispersos sobre as submatrizes.

[0057] Os dados sísmicos na matriz de dados sísmicos podem ser classificados em domínios diferentes determinados pela fonte e coordenadas de receptor. Os domínios diferentes incluem um domínio de tiro comum, domínio de canal comum, domínio de estação de receptor comum, e domínio de ponto médio comum ("CMP"). A Figura 9A mostra dados sísmicos de modos diferentes da matriz de dados sísmicos 900 que podem ser classificados em domínios diferentes. Uma linha tracejada 904 representa um coletor de tiro comum formado a partir dos dados sísmicos gerados pelos receptores e uma das fontes da disposição de fonte múltipla ativados em uma localização de fonte. A linha tracejada 905 representa um coletor de estação de receptor comum formado a partir dos dados sísmicos gerados por receptores que passam sobre o mesmo receptor-localização de coordenada para as fontes da disposição de fonte múltipla ativadas das localizações de fonte diferentes N. A linha tracejada diagonal 906 representa um coletor de canal comum de dados sísmicos. Os dados sísmicos gerados por receptores nas localizações do receptor e localização de fonte ao longo de uma diagonal representada por linha tracejada 907, são coletados para formar um coletor de ponto médio comum ("CMP"). O CMP é o ponto na superfície da formação a meio caminho entre a localização da fonte e a localização do receptor. O CMP não é para ser confundido com pontos de profundidade comum que estão localizados abaixo do CMP em interfaces dentro da formação subterrânea.

[0058] À medida que o número de fontes em uma disposição de fonte de linha cruzada aumenta, e a distância de separação entre as fontes diminui, a densidade das interações de campo de onda da fonte com uma formação subterrânea, é aumentada. O conceito de aumento da densidade de interações de campo de onda da fonte à medida que o número de fontes aumenta, e distâncias de separação entre fontes de uma disposição de fonte de linha cruzada, diminuem, é representado nas Figuras 10A-10D com CMPs. A Figura 10A mostra uma vista de topo de uma pesquisa marítima típica efetuada com uma embarcação de pesquisa 1001 que reboca duas fontes sísmicas 1002 e 1003 e um número de estruturas alongadas dos quais somente quatro estruturas alongadas são mostradas. As estruturas alongadas são separadas por uma distância D na direção de linha cruzada. A região sombreada 1004 representa uma região da superfície de uma formação subterrânea e os pontos representam CMPs. A Figura 10B mostra uma vista em corte transversal de três camadas subterrâneas horizontais diferentes 10071009, representadas por sombreamentos diferentes, de uma formação subterrânea localizada abaixo de um corpo de água 1010. Um ponto 1011 representa um CMP entre localizações de fonte 1012 e localizações do receptor 1013. O CMP 1011 está localizado acima de pontos de profundidade comem, que correspondem a pontos de reflexão entre as camadas 1007-1009 ao longo do ponto-linha tracejada 1014. A densidade de interações de campo de onda da fonte com uma formação subterrânea (isto é, aumenta o número de CMPs) pode ser aumentada pelo aumento do número de fontes em uma disposição de fonte de linha cruzada tendo um comprimento total na direção de linha cruzada que é menor do que a distância D entre as estruturas alongadas, conforme mostrado nas Figuras 10C e 10D. Na Figura 10C, uma embarcação de pesquisa 1016 reboca uma disposição de fonte de linha cruzada 1018 de quatro fontes separadas na direção de linha cruzada por cerca de um quarto da distância D (isto é, D/4) que separa as estruturas alongadas. O comprimento total da disposição de fonte de linha cruzada 1018 é cerca de 3D/4. Como um resultado, os CMPs são separados na direção de linha cruzada por cerca de um oitavo da distância D (isto é, D/8) que separa as estruturas alongadas. Na Figura 10D, uma embarcação de pesquisa 1020 reboca uma disposição de fonte de linha cruzada 1022 de oito fontes separadas na direção de linha cruzada por cerca de um oitavo da distância D (isto é, D/8) que separa as estruturas alongadas na direção de linha cruzada. O comprimento total da disposição de fonte de linha cruzada 1022 é cerca de 7D/8. Como um resultado, os CMPs são separados na direção de linha cruzada por cerca de um sexto da distância D (isto é, D/16) que separa as estruturas alongadas na direção de linha cruzada. Em geral, uma disposição de fonte de linha cruzada de N fontes tem um comprimento total na direção de linha cruzada menor do que D, e a distância entre cada par de fontes adjacentes é cerca de D/N, que dá CMPs separados por D/2N na direção de linha cruzada.

[0059] Usando disposições de fonte de linha cruzada que compreendem três ou mais fontes com um comprimento total de disposição de fonte de linha cruzada que é menor do que as distâncias que separam as estruturas alongadas, aumenta a densidade das interações de campo de onda da fonte com a formação subterrânea, que permite um maior espaçamento de linha cruzada e em linha entre receptores localizados ao longo das estruturas alongadas. Como um resultado, um grande espaço de volume de uma formação subterrânea pode ser amostrado pelos campos de onda da fonte por linha de navegação, que resulta em uma redução nos custos de pesquisa marítima.

onde i é a unidade imaginária √−1; p é a densidade da água; a é a frequência angular (isto é, a = 2πf); e V ~P é o gradiente de pressão.

[0060] O ajuste da direção de deslocamento da partícula n ^ = (0,1,0) na Equação (4) (isto é, direção de deslocamento de partícula de linha cruzada) dá a velocidade de linha cruzada:

onde dP / dV é o gradiente de pressão na direção de linha cruzada.

[0061] Uma velocidade de partícula de linha cruzada aproximada em um ponto entre as fontes 1102 e 1104 pode ser calculada por

[0062] A diferencial Δy no denominador da Equação (6) é calculada como a distância 1108 entre as fontes 1102 e 1104, conforme mostrado na Figura 11B, e a diferencial ΔP no numerador da Equação (5) é dada pela diferença entre dados de pressão gerados pelo receptor 1101 em resposta a ativação das fontes 1102 e 1104. A Equação (6) dá uma velocidade de partícula de linha cruzada aproximada na localização yj da fonte 1103, e é representada por um vetor 1110 (isto é, (0, 𝑉_𝑦, 0)). No exemplo da Figura 11, a localização da fonte 1103 representa um ponto entre as fontes 1102 e 1104. Nota-se que a fonte 1103 não tem que estar presente de modo a calcular a velocidade de partícula de linha cruzada aproximada de acordo com a Equação (6) em um ponto entre as fontes 1102 e 1104. Pode existir zero ou qualquer número de outras fontes entre as fontes 1102 e 1104. A reciprocidade de localização de fonte é usada para obter uma velocidade de partícula de linha cruzada aproximada (0,〖 − 𝑉〗_𝑦, 0) nas localizações do receptor 1101 representadas por um vetor 1112 na Figura 11C. À medida que a separação de estrutura alongada é aumentada, a velocidade de partícula de linha cruzada (0,〖 − 𝑉〗_𝑦, 0) pode ser usada para interpolar velocidades de partícula de linha cruzada entre estruturas alongadas adjacentes e, desse modo, reduz suavização espacial de linha cruzada.

[0063] O dado sísmico é frequentemente contaminado com ruído representado por

onde 𝑝_𝑑𝑒𝑠 (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡) é um componente de sinal dos dados sísmicos; e 𝑛(𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡) é ruído.

[0064] O componente de sinal dos dados sísmicos é tipicamente coerente, enquanto que o ruído é incoerente. O ruído pode ser o resultado de energia acústica e energia não acústica, tal como ruído de propulsor, ruído devido as ondas de superfície livre, ruído devido às vibrações da estrutura alongada, tipicamente causado pelos dispositivos fixados à estrutura alongada, ruído devido a quaisquer irregularidades na superfície do estrutura alongada (por exemplo, cracas), e outras fontes de ruído.

[0065] A frequência f de uma onda sonora, número de onda k da onda sonora, e velocidade c da onda sonora que se propaga na água são relacionadas por f = kc. Devido ao componente de sinal dos dados sísmicos se propagar ao longo da estrutura alongada em velocidades aparentes maiores do que ou igual a c, o componente de sinal assenta em uma região de sinal definida por proporções de frequência-para- número de onda maiores do que ou iguais a c (isto é, f / k> c). A região de sinal contém amplitudes associadas com energia que se propaga em velocidades maiores do que ou iguais a c. A região de sinal também conterá qualquer componentes de ruído que se propagam a velocidades maiores do que ou iguais a c. Em outras palavras, o ruído 𝑛(𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡)pode ser decomposto em ruído de baixa velocidade e ruído de alta velocidade conforme segue:

onde

[0066] 𝑛_(< 𝑐) (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡) é ruído de baixa velocidade que se propaga a velocidades menores do que c; e

[0067] 𝑛_(≥ 𝑐) (𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠, 𝑡) é ruído de alta velocidade que se propaga a velocidades maiores do que c.

[0068] A região de sinal pode ser determinada por transformação do conjunto de dados sísmicos, ou um coletor sísmico, mostrados na Figura 7, a partir do domínio s-t um domínio de número de onda- frequência ("w-f"). A Figura 12 mostra dados sísmicos, tais como o conjunto de dados sísmicos 700, ou um coletor do conjunto de dados sísmicos 700, transformados 1201 a partir do domínio s-t para o domínio w-f. No domínio w-f, o eixo 1202 representa números de onda em linha (isto é, k_x) e o eixo 1204 representa números de onda de linha cruzada (isto é, k_y). O eixo 1206 representa frequências. Um cone 1208 representa uma região de sinal. O limite da região de sinal 1208 é dado por

[0069] Os pontos for a da região de sinal, tal como ponto (f_l,k_xl,k_yl) 1210, têm velocidades que são maiores do que a velocidade do som na água c, e satisfazem a seguinte condição:

[0070] Os pontos dentro da região de sinal, tal como o ponto (𝑓_2, 𝑘_𝑥2, 𝑘_𝑦2 ) 1212, têm velocidades que são menores do que ou iguais à velocidade do som na água c, e satisfazem a seguinte condição:

[0071] Os pontos localizados dentro da região de sinal 1208 correspondem ao componente de sinal dos dados sísmicos, e qualquer ruído que se propaga a velocidades menores do que ou iguais à velocidade do som na água c. Enquanto que os pontos localizados for a da região de sinal 1208 correspondem ao ruído que se propagas a velocidades maiores do que a velocidade do som na água.

[0072] O ruído de alta velocidade nos dados sísmicos pode ser atenuado por aplicação de uma máscara 2D muting, tal como a máscara w-f muting exemplo mostrada na Figura 13A, para cada frequência no domínio w-f. Na Figura 13A, a máscara muting bidimensional ("2D") contém uma região circular levemente sombreada 1301 circundada por uma região sombreada mais escura 1302. O raio 1303 da região circular é a velocidade do som na água c. Os pontos que assentam dentro de um plano definido pela máscara de muting 2D têm a mesma frequência f, mas números de onda de linha cruzada e em linhas diferentes. Os pontos que assentam dentro da região circular 1301 satisfazem a condição dada pela Equação (11), e os pontos que assentam fora da região circular 1301 satisfazem a condição na Equação (10). A máscara de muting 2D pode ser usada para remover ruído de alta velocidade a partir dos dados sísmicos por multiplicação dos pontos no domínio de frequência w-f que assenta no interior da região circular 1301 por "1", e multiplicando os pontos no domínio de frequência w-f que assenta fora da região circular 1301 por "0." Em outras palavras, para cada frequência f, se números de onda de linha cruzada e em linha associados satisfazem a condição

o ponto é não mudado. Por outro lado, para cada frequência f, se números de onda de linha cruzada e em linha associados satisfazem a condição

o ponto é mudado.

[0073] A Figura 13B mostra uma representação instantânea de filtragem tridimensional aplicada no domínio w-f usando a um filtro muting 2D. Os pontos 1304 e 1306 têm a mesma frequência que têm números de onda de linha cruzada e em linhas diferentes. O ponto 1304 satisfaz a Equação (12), e é retido, mas o ponto 1306 satisfaz a Equação (13), e é mudado. O muting dessa maneira é repetido para cada frequência conforme indicado pela seta direcional 1308, deixando dados sísmicos de ruído atenuado que podem ainda conterem ruído de baixa velocidade.

[0074] Os dados sísmicos na região de sinal 1208 podem ser transformados de volta ao domínio s-t para obter conjunto de dados sísmicos de ruído atenuado 1310 mostrado na Figura 13C. Um traço 1312 corresponde a um traço 704 no conjunto de dados sísmicos 700 inclui o componente de sinal dos dados sísmicos, e qualquer ruído de baixa velocidade que cai dentro da região de sinal 1208 conforme segue:

[0075] A atenuação de ruído pode ser aplicada a coletores bi e tridimensional de tiro comum ou coletores de estação de receptor comum bi e tridimensional depende da amostragem nas direções de linha cruzada e em linha.

[0076] As pesquisas marítimas efetuadas usando uma disposição de fonte vertical produzem dados sísmicos que podem ser fonte sem fantasma no domínio w-f. A Figura 14 mostra uma vista em elevação lateral de uma embarcação de pesquisa 1401 que reboca uma disposição de fonte vertical 1402 abaixo da superfície livre de um corpo de água. Cada fonte na disposição de fonte vertical 1402 tem uma fonte de fantasma correspondente localizada substancialmente a mesma distância acima da superfície livre. Por exemplo, a fonte 1406 na disposição de fonte vertical 1404 está localizada a uma profundidade D' abaixo da superfície livre. A fonte 1406 tem uma fonte de fantasma correspondente localizada substancialmente à mesma distância D' acima da superfície livre. Quando a fonte 1406 é ativada, um campo de onda da fonte se expande para fora a partir da fonte 1406 em todas as direções. A superfície livre opera como um refletor acústico quase perfeito por reflexão descendentemente da porção do campo de onda da fonte que se propaga para cima a partir da fonte 1406. A porção refletida descendente do campo de onda da fonte parece ter sido gerada por uma fonte de fantasma ou virtual localizada acima da superfície livre, e ativada a aproximadamente ao mesmo tempo como a fonte correspondente. Por exemplo, as setas direcionais 1410 e 1412 representam direções de propagação de duas porções diferentes do mesmo campo de onda da fonte gerado pela fonte 1406. A primeira porção se propaga para baixo na direção 1410. A segunda porção se propaga para cima na direção 1412, e é refletida para baixo a partir da superfície livre em uma direção representada pela seta direcional 1414. O campo de onda da fonte descendentemente refletido trilha atrás do campo de onda da fonte descendente como se o campo de onda da fonte descendentemente refletido foi gerado pela fonte de fantasma 1408 localizada acima da superfície livre, conforme indicado por uma extensão de linha tracejada 1416 da seta direcional 1414.

[0077] As fontes de fantasma efetivamente dobram o número de fontes na disposição de fonte vertical. Por exemplo, se uma disposição de fonte vertical compreende dez fontes, então a disposição de fonte vertical efetivamente opera como uma disposição de fonte vertical compreendendo vinte fontes. Contudo, as fontes de fantasma não foram realmente ativadas, e os campos de onda da fonte que parecem ter sido gerados pelas fontes de fantasma trilham atrás do campo de onda da fonte gerados pelas fontes, que criam efeitos de fantasma ou ruído que afetam adversamente quaisquer imagens sísmicas resultantes.

[0078] A fonte sem fantasma pode ser realizada em dados sísmicos em uma pesquisa marítima conduzida com uma disposição de fonte vertical por primeira classificação dos dados sísmicos em coletores de estação de receptor comum para cada ativação separada das fontes da disposição de fonte vertical. A Figura 15 mostra uma vista em elevação lateral de uma disposição de fonte vertical compreendendo seis fontes ativadas em cinco localizações diferentes ao longo de uma linha de navegação 1502. A embarcação de pesquisa que reboca a disposição de fonte vertical não é mostrada. A caixa 1504 representa uma localização de estação de receptor comum em que fonte e campos de onda refletidos são medidos por um ou mais receptores localizados na localização de estação de receptor comum para ativações da disposição de fonte vertical. Os retângulos sombreados representam coletores de estação de receptor comum formados para cada ativação separada das fontes da disposição de fonte vertical ao longo da linha de navegação 1502. Por exemplo, o coletor de estação de receptor comum 1506 compreende traços gerados por receptores que têm localização de estação de receptor comum 1504 quando as seis fontes 1508 da disposição de fonte vertical são ativadas na localização da linha de navegação 1510. O coletor de estação de receptor comum 1506 é um dado sísmico registrado da fonte e campos de onda refletidos que resultam da ativação das fontes 1508 da disposição de fonte vertical, e é um registro de fonte de fantasma e campos de onda refletidos associados de fantasma com as fontes de fantasma 1512. Os coletores de estação de receptor comum 1514-1517 de traços gerados por receptores que estão localizados em localização de estação de receptor comum 1504 são formados para cada ativação separada da disposição de fonte vertical nos pontos correspondentes 1518-1521 ao longo da linha de navegação. Os coletores de estação de receptor comum 1506 e 1514-1517 são, cada, coletores bidimensionais. Os coletores de estação de receptor comum 1506 e 1514-1517 podem ser combinados com as coordenadas de fonte 1510 e 1518-1521 para formar um coletor tridimensional de estação de receptor comum, conforme acima descrito, com referência à Figura 9C.

[0079] As Figuras 16A-16E mostram fontes sem fantasma de um coletor de estação de receptor comum 1602. A Figura 16A mostra o coletor de estação de receptor comum. O eixo vertical 1604 representa o tempo. O eixo horizontal 1606 representa a profundidade da fonte com valores positivos correspondentes às profundidades de fontes da disposição de fonte vertical, e valores negativos correspondentes às distâncias das fontes de fantasma acima da superfície livre. Os traços com profundidades de fonte no intervalo [+D, 0] são associados com fontes atuais localizadas abaixo da superfície livre. Por contraste, os traços com profundidades de fonte no intervalo [0, -D] são associados com fontes de fantasma. Os traços com profundidades de fonte no intervalo [0,-D] podem ser obtidos por cópia de cada traço com profundidades de fonte no intervalo [+D, 0]. No caso de dados de pressão, as amplitudes no traço podem ser multiplicadas por -1 de modo a incorporar refletividade da superfície livre. A linha inclinada negativa 1608 representa eventos de reflexão de uma superfície subterrânea produzida pelos campos de onda da fonte associados com fontes da disposição de fonte vertical. A linha inclinada positivamente 1610 representa eventos de reflexão a partir da superfície subterrânea produzida pelos campos de onda da fonte associados com fantasmas da disposição de fonte vertical. O coletor de estação de receptor comum é transformado a partir do domínio s-t para o domínio w-f mostrado na Figura 16B. O eixo vertical 1612 representa a frequência. O eixo horizontal 1614 representa números de onda na direção z. A região sombreada 1618 representa uma região de sinal que contém componentes de sinal dos dados sísmicos no coletor de estação de receptor comum. A linha traço - ponto 1620 divide a região de sinal em uma primeira região de sinal 1622, e uma segunda região de sinal 1624. A primeira região de sinal 1622 corresponde aos números de onda de direção z negativos, e envolvem componentes de sinal associados com fontes da disposição de fonte vertical. A segunda região de sinal 1624 corresponde a números de onda de direção z positivos, e envolvem componentes de sinal associados com as fontes de fantasma da disposição de fonte vertical. Na Figura 16C, muting é aplicado aos dados sísmicos com números de onda de direção z correspondentes maiores do que zero. Após muting, os componentes de sinal na primeira região de sinal 1622 permanecem, conforme mostrado na Figura 16D. Os dados sísmicos remanescentes após muting são transformados a partir do domínio w-f para o domínio s-t para obter um coletor de estação de receptor comum de fonte sem fantasma mostrado na Figura 16E. Observa-se que somente os eventos de reflexão 1608 associados com as fontes da disposição de fonte vertical permanecem. Os eventos de reflexão 1610 associados com os fantasmas de fonte foram removidos.

[0080] As Figuras 17A-17D mostram fontes sem fantasma aplicadas a dados sísmicos sintéticos. A Figura 17A mostra um coletor de estação de receptor comum sintético de dados sísmicos gerados por uma disposição de fonte vertical, contendo 12 reais e 12 fantasmas. O coletor inclui cruzamento de eventos de reflexão 1702 e 1704. Eventos de reflexão de inclinação negativa 1702 resultam de campos de onda da fonte produzidos por fontes da disposição de fonte vertical. Os eventos de reflexão de inclinação positiva 1704 resultam de campos de onda da fonte produzidos por fantasmas da disposição de fonte vertical. A Figura 17B mostra os dados sísmicos sintéticos do coletor de estação de receptor comum na Figura 17A transformado ao domínio w-f. As regiões sombreadas 1706 e 1708 representam os eventos de reflexão 1702 e 1704, respectivamente, no domínio w-f. A Figura 17C mostra os dados sísmicos sintéticos no domínio w-f após muting, é aplicado a dados sísmicos com números de onda de direção z maiores do que zero. A Figura 17D mostra um coletor de estação de receptor comum de fonte sem fantasma obtido por transformação dos dados sísmicos na Figura 17C para o domínio s-t. Observa-se que os eventos de reflexão 1704 associados com os fantasmas da disposição de fonte vertical foram removidos.

[0081] Para pesquisas marítimas conduzidas com uma disposição de fonte curva, a fonte sem fantasma pode também ser efetuada no domínio w-f, conforme acima descrito com referência às Figuras 16 e 17. A Figura 18 mostra uma vista em perspectiva de uma embarcação de pesquisa 1801 que reboca uma disposição de fonte curva 1802 abaixo da superfície livre de um corpo de água. Similar com a disposição de fonte vertical, cada fonte na disposição de fonte curva 1802 tem uma fonte de fantasma correspondente localizada acima da superfície livre. Por exemplo, quando a fonte 1806 é ativada, um campo de onda da fonte se expande para fora a partir da fonte 1806 em todas as direções. A porção do campo de onda da fonte que é incidente na superfície livre é refletida para baixo como se a porção refletida descendente do campo de onda da fonte fosse gerada por uma fonte de fantasma 1808 localizada acima da superfície livre. As setas direcionais 1810 e 1812 representam direções de propagação de duas porções diferentes do mesmo campo de onda da fonte gerado pela fonte 1806. A primeira porção se propaga na direção descendente 1810. A segunda porção se propaga em uma direção ascendente 1812, e é descendentemente refletida a partir da superfície livre em uma direção representada pela seta direcional 1814. O campo de onda da fonte descendentemente refletido trilha para trás o campo de onda da fonte descendente como se o campo de onda da fonte descendentemente refletido tivesse sido gerado pela fonte de fantasma 1808 localizada acima da superfície livre, conforme indicado por uma extensão de linha tracejada 1816 da seta direcional 1814.

[0082] As fontes de fantasma dobram efetivamente o número de fontes na disposição de fonte curva. Por exemplo, a disposição de fonte curva 1802 compreende seis fontes. As reflexões da superfície livre fazem com que a disposição de fonte curva 1802 opere efetivamente como uma disposição de fonte curva com doze fontes. Contudo, os campos de onda de fantasma que parece ter sido gerado pelas fontes de fantasma trilham atrás do campo de onda da fonte gerados pelas fontes atuais, que criam efeitos fantasma ou ruídos que afetam adversamente quais imagens sísmicas resultantes.

[0083] A fonte sem fantasma pode ser realizada em dados sísmicos produzidos para um levantamento conduzido com uma disposição de fonte curva na mesma maneira que a fonte sem fantasma é descrita acima com referência à Figura 16. Os dados sísmicos para cada ativação de disposição de fonte curva 1802 são classificados em coletores de estação de receptor comum. A Figura 19 mostra uma vista em perspectiva de uma disposição de fonte curva configurada com seis fontes ativadas em três localizações diferentes ao longo de uma linha de navegação 1902. A embarcação de pesquisa que reboca a disposição de fonte curva não é mostrada. A caixa 1904 representa uma localização de estação de receptor comum em que fonte e campos de onda refletidos são medidos por um ou mais receptores que estão localizados em ou passam sobre a localização de estação de receptor comum para cada ativação da disposição de fonte curva. Os retângulos sombreados representam coletores de estação de receptor comum formados para cada ativação da disposição de fonte curva ao longo da linha de navegação 1902. Por exemplo, o coletor de estação de receptor comum 1906 compreende traços gerados por um ou mais receptores localizados na localização de estação de receptor comum 1904 quando a disposição de fonte curva é ativada na localização da linha de navegação 1908. O coletor de estação de receptor comum 1906 é um dado sísmico registrado da fonte e campos de onda refletidos que resultam da ativação das fontes 1910 da disposição de fonte curva, e é um registro de fonte de fantasma e campos de onda refletidos associados com fontes de fantasma 1912. Os coletores de estação de receptor comum 1914 e 1915 incluem traços gerados por um ou mais receptores que estão localizados em ou passam sobre a localização de estação de receptor comum 1904, e são formados para cada ativação separada da disposição de fonte curva em pontos correspondentes 1918-1919 ao longo da linha de navegação. Os coletores de estação de receptor comum 1906, 1914, e 1915 são coletores bidimensionais que podem ser combinados com as coordenadas de fonte 1919, 1918, e 1919, para formar um coletor tridimensional de estação de receptor comum.

[0084] Cada um dos coletores de estação de receptor comum formado para cada ativação da disposição de fonte curva na Figura 19 pode ser fonte sem fantasma na mesma maneira como os coletores de estação de receptor comum produzidos para cada ativação da disposição de fonte vertical descrita acima com referência à Figura 16.

[0085] Na prática, as fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser ativadas para criar dados sísmicos misturados. A Figura 20A mostra um exemplo de registro de dados sísmicos misturados em registros de tiro separados como uma embarcação de pesquisa que se desloca em uma linha de navegação de um levantamento sísmico marítimo. No exemplo da Figura 20A, uma embarcação de pesquisa 2002 reboca seis estruturas alongadas 2004 e uma disposição de fonte múltipla 2006 ao longo de uma linha de navegação 2008. A disposição de fonte múltipla 2006 pode ser uma disposição de fonte de linha cruzada, uma disposição de fonte vertical, uma disposição de fonte curva, ou outro arranjo de fontes. Em outras concretizações, muita ou pouca estrutura alongada pode ser usada. A Figura 20 inclui um eixo de tempo 2010 com tempos de partida de três intervalos de tempo de ativação 2012-2014 denotados por t0, tlt e t2. As fontes da disposição de fonte múltipla 2006 são ativadas dentro de cada intervalo de tempo de ativação. No exemplo da Figura 20, a disposição de fonte múltipla 2006 compreende seis fontes denotadas por s1, s2, s3, s4, s5, e s6. À medida que a embarcação de pesquisa 2002 se desloca na linha de navegação 2008 a uma taxa substancialmente constante de velocidade, uma ou mais das fontes da disposição de fonte múltipla 2006 são ativadas dentro dos intervalos de tempo de ativação. Por exemplo, o círculo aberto 2016 representa um tempo quando a fonte s1 é ativada no intervalo de tempo de ativação 2012. As fontes podem ser ativadas na mesma ordem em cada intervalo de tempo de ativação. Alternativamente, a ordem em que as fontes são ativadas pode ser mudada em intervalos de tempo de ativação diferentes. Por exemplo, as fontes são ativadas em uma ordem diferente nos intervalos de tempo de ativação 2012 e 2014. Duas ou mais das fontes podem ser ativadas a aproximadamente o mesmo tempo, conforme representado em intervalo de tempo de ativação 2014, em que fontes s2 e s5 são ativadas a aproximadamente o mesmo tempo. As fontes podem ser ativadas em tempos aleatoriamente selecionados em cada intervalo de tempo de ativação, ou as fontes podem ser ativadas de acordo com uma ordem pré-selecionada particular em cada intervalo de tempo de ativação. O número de fontes ativadas em um intervalo de tempo de ativação pode ser aleatoriamente selecionado. Na Figura 20A, os intervalos de tempo de ativação 2012-2014 correspondem a intervalos espaciais de ativação 2018-2020 ao longo da linha de navegação 2008. Após cada ativação de uma ou mais fontes na disposição de fonte múltipla 2006, pressão e/ou campos de onda do movimento da partícula são medidos, e dados sísmicos registrados em registros de tiro sobre intervalos de tempo de registro de duração mais longos, tais como intervalos de tempo 2022 e 2024, que correspondem a intervalos espaciais de registro 2026 e 2028, respectivamente. O começo de cada intervalo de tempo de registro pode coincidir com o tempo de partida de cada intervalo de tempo de ativação. Por exemplo, o intervalo de tempo de registro 2022 começa em t0.

[0086] Em implementações alternativas, os dados sísmicos misturados podem ser continuamente registrados ao longo da linha de navegação, e ativação de fontes de uma disposição de fonte múltipla não são restritas aos intervalos de tempo de ativação. A ativação das fontes pode ser separada por intervalos de tempo que são curtos o bastante que os campos de onda da fonte se sobrepõem, e os dados sísmicos continuamente registrados são dados sísmicos registrados continuamente misturados. As fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser ativadas de acordo com uma sequência, ou ativadas aleatoriamente. Os intervalos de tempo entre a ativação das fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser intervalos de tempo regulares, ou intervalos de tempo aleatórios.

[0087] A Figura 20B mostra exemplos em que a ativação das fontes da disposição de fonte múltipla 2006 é separada pelos intervalos de tempo, enquanto que dados sísmicos misturados são continuamente registrados conforme a embarcação de pesquisa se desloca na linha de navegação 2008. O eixo de tempo 2030 mostra um exemplo em que as seis fontes s1, s2, s3, s4, s5, e s6 da disposição de fonte múltipla 2006 são ativadas em uma sequência particular separada por intervalos de tempo regularmente espaçados. O eixo de tempo 2032 mostra um exemplo em que as seis fontes s1, s2, s3, s4, s5, e s6 da disposição de fonte múltipla 2006 são ativadas em intervalos de tempo aleatórios e em intervalos de tempo aleatoriamente espaçados. Em implementações alternativas, as fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser ativadas em uma ordem sequencial, mas em intervalos de tempo aleatoriamente espaçados. Em ainda outras implementações, as fontes de uma disposição de fonte múltipla podem ser ativadas a intervalos de tempo aleatórios, e separadas por intervalos de tempo regularmente espaçados.

[0088] Os dados sísmicos registrados em um intervalo de tempo de registro são dados sísmicos misturados quando fonte e campos de onda refletidos criados por ativação de duas ou mais fontes de uma disposição de fonte múltipla na mesma sobreposição de fonte-intervalo de tempo de ativação. Em outras palavras, um registro de tiro que registra sobreposição da fonte e campos de onda refletidos criados por ativações de duas ou mais fontes na mesma fonte-intervalo de tempo de ativação compreende dados sísmicos misturados.

[0089] A diferença entre dados sísmicos misturados e dados sísmicos não misturados pode ser distinguida conforme segue. Para dados sísmicos não misturados, a matriz de dados sísmicos P para uma frequência única f no conjunto de dados sísmicos lr descrito acima com referência à Figura 8, pode ser representada por

onde D é uma matriz do receptor; X representa uma matriz de resposta de impulso da formação subterrânea; e S representa uma matriz de fonte.

[0090] A fonte matriz S é uma matriz diagonal N x N em que cada elemento diagonal é um campo de assinatura distante de uma das fontes na disposição de fonte múltipla tendo uma localização de fonte xs. Os campos de assinatura distantes podem ser determinados por medições de pressão próximas do campo dos elementos de fonte compreendendo cada uma das fontes. A matriz do receptor D é uma matriz M xM em que cada elemento de matriz representa sensibilidade de receptor para cada frequência e direção. Os elementos de D convertem o campo de onda sísmico medido por um receptor em localizações do receptor x "_T em um sinal gerado pelo receptor. A matriz de resposta de impulso X é uma matriz M xN em que cada elemento representa como um impulso da formação subterrânea a um campo de onda da fonte gerado por uma fonte na localização de fonte x \s e um sinal gerado nas localizações do receptor x\r. A matriz de dados sísmicos P a uma frequência f é dada por:

onde 𝑑(𝑥 ⃑_𝑟 ) é um elemento diagonal de matriz de receptor D; 𝑖𝑟(𝑥 ⃑_𝑟, 𝑥 ⃑_𝑠 ) é um elemento de matriz de matriz de resposta de impulso X; e 𝑓𝑓𝑠(𝑥 ⃑_𝑠 ) é um campo de assinatura distante da matriz de fonte S.

[0091] Na prática, a resposta de impulse desconhecida X é obtida a partir da matriz de dados sísmicos P por remoção da matriz de fonte S (isto é, não assinatura) e a matriz de receptor D.

[0092] Por outro lado, com dados sísmicos misturados, os traços no conjunto de dados sísmicos descrito acima com referência à Figura 7 representam fonte misturada e campos de onda de receptor associados com ativações de fonte diferentes. O conjunto de dados sísmicos compreende traços de dados sísmicos misturados, e é denotado por 𝑝 ̅_𝑏𝑙. O conjunto de dados sísmicos misturados 𝑝 ̅_𝑏𝑙 é transformado a partir do domínio s-t para o domínio s-f para obter conjunto de dados sísmicos misturados, 𝑃 ̅_𝑏𝑙,, no domínio s-f. A mistura pode ser representada no domínio s-f por introdução de uma matriz de mistura de fonte r que transforma a matriz de fonte S em uma matriz de fonte misturada:

[0093] A matriz de mistura de fonte r modela a interação física de sobreposição de campos de onda da fonte. Os elementos de matriz da matriz de mistura r são representados por

onde s é um índice de fonte; j é um índice de intervalo de tempo de ativação; B_sj é amplitude relativa; e Δt_sj é o retardo de tempo relativo com relação a uma primeira fonte disparada no jn intervalo de tempo de ativação.

[0094] Se a sn fonte não é ativada no jn intervalo de tempo de ativação, então o elemento de matriz de mistura associado na Equação (18) é zero. Por outro lado, se a sn fonte é a primeira fonte ativada no jn intervalo de tempo de ativação, então Δt_sj = 0 e o elemento de matriz de mistura associado na Equação (18) é um. Se a sn fonte é ativada após uma primeira fonte ser ativada no jn intervalo de tempo de ativação, o retardo de tempo relativo Δt_sj entre ativação da primeira e a sn fonte não é zero na Equação (18). A matriz de mistura superpõe campos de assinatura distantes de fontes específicas na disposição de fonte múltipla. A matriz de receptor D não é afetada quando as fontes são ativadas para criar dados sísmicos misturados, e a matriz de resposta de impulso X é independente do desenho de aquisição. Como um resultado, uma matriz de dados sísmicos misturados no conjunto de dados sísmicos misturados lr_bl para uma frequência particular f é dada por:

[0095] Antes da matriz da fonte S e da matriz do receptor D poderem ser removidas a partir da matriz dos dados sísmicos misturados na Equação (19), a matriz de mistura r é removida em um processo denominado separação. Devido a Equação (19) ser tipicamente subdeterminada, a matriz de dados sísmicos P não pode ser diretamente solucionada para por 𝑃 = 〖𝑃_𝑏𝑙 Γ〗^(−1). Ao invés, separação pode ser realizada usando um processo iterativo mostrado nas Figuras 21 e 22.

[0096] A Figura 21 mostra um diagrama de controle de fluxo exemplo que implementa um método para separar dados sísmicos misturados. Um começo de ciclo com bloco 2101 repete as operações representadas por blocos 2102-2111 para cada ativação de uma ou mais fontes de uma disposição de fonte múltipla em fonte-intervalos de tempo de ativação da disposição, conforme acima descrito com referência à Figura 20. No bloco 2102, um conjunto de dados sísmicos misturados p_bl é transformado a partir do domínio s-t para o domínio s-f para obter um conjunto de dados sísmicos misturados P~_bl. No bloco 2103, uma matriz de mistura r é formada a partir dos tempos de ativação registrados das fontes ativadas na fonte-intervalo de tempo de ativação da disposição. Um transpor conjugado da matriz de mistura r dá matriz de mistura transposta conjugada, l'A//, onde a superescrição H representa transpor conjugado. Um começo de ciclo com bloco 2104 repete as operações representadas pelos blocos 2105-2108 para cada frequência do conjunto de dados sísmicos misturados Pbí. Cada frequência do conjunto de dados sísmicos misturados Pbí corresponde a uma matriz de dados sísmicos misturados Pbi, conforme acima descrito com referência às Figuras 8 e 9. No bloco 2105, uma matriz de dados sísmicos pseudosseparados é computada conforme segue:

[0097] No bloco 2106, a matriz de dados sísmicos pseudosseparados P_ps é transformada a partir do domínio s-f para o domínio de frequência w-f, conforme acima descrito com referência à Figura 12, e filtragem é realizada no domínio w-f para atenuar ruído conforme acima descrito com referência às Figuras 13A-13C. Após filtragem no domínio w-f, os dados sísmicos pseudosseparados filtrados são transformados de volta para o domínio s-f. No bloco 2107, um "dado sísmico separado estimado" de rotina é denominado para calcular uma matriz de dados sísmicos separada estimada, P_deb, a partir da matriz de dados sísmicos pseudosseparados P_ps. No bloco de decisão 2108, as operações representadas pelos blocos 2105-2107 são repetidas para uma matriz de dados sísmicos misturados com uma frequência diferente do conjunto de dados sísmicos misturados F_bl. No bloco de decisão 2109, as operações representadas pelos blocos 2102-2108 são repetidas para outra ativação das fontes.

[0098] Os dados sísmicos deparados podem ser coletados e usados para calcular imagens da formação subterrânea. As imagens podem revelar várias estruturas e camadas dentro da formação subterrânea.

[0099] A Figura 22 mostra um diagrama de controle de fluxo exemplo que implementa "dados sísmicos separados estimados" de rotina denominados no bloco 2107 da Figura 21. No bloco 2201, a matriz de dados sísmicos pseudosseparados P_ps é classificada no domínio de estação de receptor comum:

onde 𝑃_𝑝𝑠^𝑟 representa um coletor de estação de receptor comum pseudosseparado da matriz de dados sísmicos pseudosseparados Pps para as rn localizações do receptor.

[00100] Um começo de ciclo com bloco 2202 repete que as operações de blocos 2203-2211 para cada coletor de estação de receptor comum 𝑃_𝑝𝑠^𝑟 no conjunto {𝑃_𝑝𝑠^𝑟 }_(𝑟 = 1)^𝑀. No bloco 2203, o coletor de estação de receptor comum pseudosseparado〖 𝑃〗_𝑝𝑠^𝑟 é usado para inicializar um primeiro coletor de estação de receptor comum separado estimado P_1Kr, e uma matriz de dados sísmicos separados estimados P_deb é inicializada como o conjunto vazio. Os blocos 2204-2209 representam um processo iterativo de determinação de um coletor de estação de receptor comum separado estimado a partir do coletor de estação de receptor comum pseudosseparado〖 𝑃〗_𝑝𝑠^𝑟.. No bloco 2204, o coletor de estação de receptor comum P_1*r é fonte sem fantasma, conforme acima descrito com referência às Figuras 16-17. Um coletor de estação de receptor comum estimado separado é denotado por P_j*r, onde a iteração j é um índice. No bloco 2205, muting é aplicado no domínio w-f for a de um cone de frequência, conforme acima descrito com referência às Figuras 16-17. No bloco 2206, limitação é aplicada ao coletor de estação de receptor comum estimado separado P_j^r por muting de dados sísmicos com amplitudes que são menores do que uma amplitude limite para gerar uma estimativa-limite do coletor de estação de receptor comum separado F_j*r. No bloco 2206, o ruído de mistura é calculado a partir do coletor de estação de receptor comum separado livre de ruído, matriz de mistura, e a matriz de mistura transposta conjugada conforme segue:

onde I representa a matriz de identificação.

[00101] No bloco 2208, um j+1° coletor de estação de receptor comum estimado separado P_(j + 1)Ar é calculado conforme segue:

[00102] No bloco de decisão 2209, quando a seguinte condição é satisfeita para um limite T

o processo iterativo representado pelos blocos 2205-2208 é considerado ter convergido no j+1° coletor de estação de receptor comum estimado separado P_(J + 1)Ar. De outro modo, fluxos de controle para o bloco 2210 em que o índice j é incrementado e as operações computacionais representadas pelos blocos 2204-2208, são repetidas.

[00103] No bloco 2211, o j+1° coletor de estação de receptor comum estimado separado P_(j + 1)Ar é adicionado *p. 31OKà matriz de dados sísmicos estimados separada P_deb:

[00104] Em outras palavras, no bloco 2211, os coletores de estação de receptor comum estimados separados que satisfazem a condição dada pela Equação (24) são coletados para formar uma matriz de dados sísmicos separada estimados P_deb para a ativação da disposição de fonte múltipla. No bloco de decisão 2012, as operações representadas pelos blocos 2203-2211 são repetidas para outro coletor de estação de receptor comum pseudosseparado. Em uma implementação alternativa, preferivelmente do que repetindo as operações representadas pelos blocos 2204-2209 até os coletores de estação de receptor comum estimados separados convergirem, as operações representadas pelos blocos 2204-2208 podem ser repetidas para iterações de número fixas.

[00105] As Figuras 23A-23C mostram separação de fonte aplicada a um coletor de estação de receptor comum de dados sísmicos pseudosseparados produzidos com uma fonte de uma disposição de fonte vertical. A Figura 23A mostra dados sísmicos pseudosseparados gerados por uma fonte localizada 28,125 m abaixo da superfície livre e sua correspondente fonte de fantasma. As regiões manchadas 2302 e 2304 representam eventos de reflexão produzidos por outra fonte na disposição de fonte vertical. Os dados sísmicos mostram eventos de reflexão que correspondem à fonte atual, tal como evento 2306. Os dados sísmicos também mostram eventos de reflexão que são registrados no tempo, e correspondem à fonte de fantasma, tal como o evento 2308. A Figura 23B mostra os resultados de separação e retirada de fantasma da fonte acima descritos para remover eventos de reflexão associados com a outra fonte e o fantasma da fonte. A Figura 23C mostra o coletor de estação de receptor comum de dados não misturados para uma fonte única ativada a uma profundidade de 28,125 metros abaixo da superfície livre. A comparação dos coletores nas Figuras 23B e 23C revela a eficiência de métodos de separação e retirada de fantasma da fonte descritos acima.

[00106] As Figuras 24A e 24B mostram os dados sísmicos separados e não misturados mostrados nas Figuras 23B e 23C transformados no domínio w-f. A região negra em cada figura representa um valor zero. A Figura 24C mostra o erro entre os dados sísmicos separados e não misturados transformados calculados como a diferença entre os resultados mostrados na Figura 24A e 24B. Muitos poucos pontos não zero estão presentes próximos ao centro da Figura 24C, que indica que dados sísmicos separados e não misturados mostrados nas Figuras 23B e 23C estão em grande concordância. A Figura 24D mostra os dados sísmicos no domínio w-f para uma fonte a uma profundidade de 28,125 m, e o correspondente fonte de fantasma.

[00107] Os resultados da separação, tais como aqueles mostrados nas Figuras 23 e 24 podem ser melhorados pela diminuição da resistência (isto é, amplitude) dos campos de onda da fonte com distância a partir do centro da disposição de fonte múltipla. Em particular, transformações, tal como a transformação de Fourier, são aperfeiçoadas sobre um eixo da fonte de dados sísmicos à medida que a resistência dos campos de onda da fonte gerados pelas fontes localizadas mais distantes a partir do centro da disposição de fonte múltipla, é diminuída. De modo a diminuir a resistência ou amplitude dos campos de onda da fonte com distância a partir do centro de uma disposição de fonte múltipla, as fontes da disposição de fonte múltipla podem ser ativadas, tal que a mais distante de uma fonte é a partir do centro da disposição de fonte múltipla, o menor número dos elementos de fonte da fonte é ativado. Alternativamente, as fontes localizadas próximas ao centro da disposição de fonte múltipla podem ser implementadas com mais elementos de fonte, e/ou com elementos de fonte tendo de volumes da câmara maiores do que os elementos de fonte de fontes localizadas mais distantes a partir do centro da disposição de fonte múltipla.

[00108] A Figura 25 mostra gráficos exemplos de resistência de fonte (isto é, amplitude) de fontes em uma disposição de fonte múltipla que diminui com a distância aumentada de um centro da disposição de fonte múltipla. O eixo horizontal 2502 representa a distância a partir do centro da disposição de fonte múltipla. O eixo vertical 2504 representa a resistência da fonte (isto é, amplitude). A curva 2506 representa a resistência da fonte que diminui exponencialmente a partir do centro de uma disposição de fonte múltipla. A curva 2508 representa a resistência da fonte que diminui linearmente a partir do centro de uma disposição de fonte múltipla. A curva 2510 representa a resistência da fonte que diminui parabolicamente a partir do centro de uma disposição de fonte múltipla. As curvas 2506, 2508, e 2510 representam exemplos de modos em que a resistência dos campos de onda da fonte gerados pelas fontes de uma disposição de fonte múltipla pode diminuir à medida que a distância das fontes aumenta a partir do centro da disposição de fonte múltipla.

[00109] A Figura 26 mostra um sistema de computador exemplo que executa métodos eficientes de atenuação de ruído, fonte sem fantasma, e separação de dados sísmicos, e, portanto, representa um sistema de processamento de dados de análise geofísica. Os componentes internos de sistemas de computador muito pequenos, de tamanho médio e grandes, bem como sistemas de armazenagem à base de processador especializados, podem ser descritos com relação a esta arquitetura generalizada, embora cada sistema particular possa caracterizar muitos componentes adicionais, subsistemas, e similares, sistemas paralelos com arquiteturas similares a esta arquitetura generalizada. O sistema de computador contém uma ou múltiplas unidades de processamento central ("CPUs") 2602-2605, uma ou mais memórias eletrônicas 2608 interligadas com as CPUs por uma CPU/memória-barramento de subsistema 2610, ou barramentos múltiplos, uma primeira ponte 2612 que interliga a CPU/memória- barramento de subsistema 2610 com barramentos adicionais 2614 e 2616, ou outros tipos de meio de interligação de alta velocidade, incluindo interconexões em série de alta velocidade múltiplas. Os barramentos ou interconexões em série, por sua vez, ligam as CPUs e memória com processadores especializados, tal como processador de gráficos 2618, e com uma ou mais pontes adicionais 2620, que são interligadas com ligadores em série de alta velocidade, ou com controladores múltiplos 2622-2627, tal como controlador 2627, que proporcionam acesso a vários tipos diferentes de meio legível por computador não transitório, tais como meio legível por computador 2628, mostradores eletrônicos, dispositivos de entrada, e outros tais componentes, subcomponentes, e recursos computacionais. Os mostradores eletrônicos, incluindo tela do mostrador visual, alto- falantes, e outras interfaces de saída, e os dispositivos de entrada, incluindo mouses, teclados, telas táteis, e outras tais interfaces de entrada, juntos constituem interfaces de entrada e de saída que permitem que o sistema de computador interaja com usuários humanos.O meio legível por computador 2628 é um dispositivo de armazenagem de dados, incluindo memória eletrônica, unidade de disco ótica ou magnética, unidade USB, memória flash, e outro dispositivo de armazenagem de dados. O meio legível por computador 2628 pode ser usado para armazenar instruções legíveis por máquina que codificam os métodos computacionais acima descritos, e pode ser usado para armazenar dados codificados, durante operações de armazenagem, e dos quais dados codificados podem ser recuperados, durante operações prontas, por sistemas de computador, sistemas de armazenagem de dados, e dispositivos periféricos.

[00110] Os métodos e sistemas, conforme acima descritos, produzem dados sísmicos gerados usando disposições de fonte múltiplas. Os dados sísmicos podem ser fontes separadas, sem fantasmas, e suportam atenuação de ruído, conforme acima descrito. Os dados sísmicos resultantes podem, então, ser adicionalmente processados para obter imagens sísmicas precisas, de alta resolução de formações subterrâneas localizadas abaixo de um corpo de água. Imagens sísmicas de alta resolução de uma formação subterrânea podem, por sua vez, ser usadas para determinar a estrutura de uma formação subterrânea. A informação estrutural pode revelar reservatórios de petróleo, e pode ser usada para monitorar reservatórios de petróleo durante produção.

[00111] Os métodos e sistemas aqui revelados podem ser usados para formar ou processar um produto de dado geofísico indicativo de certas propriedades de uma formação subterrânea. O produto de dado geofísico pode incluir dados geofísicos, tais como dados de pressão, dados de movimento de partícula, dados de velocidade de partícula, dados de aceleração de partícula, e qualquer imagem sísmica que resulta do uso dos métodos e sistemas acima descritos. O produto de dado geofísico pode ser armazenado em um meio legível por computador não transitório, conforme acima descrito. O produto de dado geofísico pode ser produzido offshore (isto é, por equipamento na embarcação de pesquisa 102), ou onshore (isto é, em uma facilidade de computação em terra).

[00112] É apreciado que a descrição anterior das concretizações reveladas é proporcionada para capacitar qualquer técnico no assunto a reproduzir ou usar a presente revelação. Várias modificações a estas concretizações serão prontamente aparentes àquele técnico na área, e os princípios genéricos definidos aqui podem ser aplicados a outras concretizações sem fugir do espírito e escopo da revelação. Desse modo, a presente revelação não é pretendida para ser limitada às concretizações aqui mostradas, mas estará de acordo com o escopo mais amplo consistente com os princípios e novas características aqui reveladas.

Claims

1. Método de coleta de dados sísmicos em uma pesquisa marítima, o método compreendendo: rebocar uma disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) por uma embarcação de pesquisa (102, 1016, 1020), a disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) possuindo três ou mais fontes em um arranjo linear, caracterizado pelo fato de que um comprimento total da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) na direção de linha cruzada é menor do que uma distância de separação (D) entre qualquer duas estruturas alongadas (106-111) adjacentes rebocadas pela embarcação de pesquisa (102, 1016, 1020), e uma distância de separação entre fontes adjacentes na direção de linha cruzada é cerca da distância entre estruturas alongadas (106-111) adjacentes divididas pelo número de fontes na disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022); ativar as três ou mais fontes da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022), cada fonte produzindo um campo de onda de fonte; e registrar dados sísmicos gerados por receptores localizados ao longo das estruturas alongadas (106-111) em um meio legível por computador não transitório, cada receptor medindo campos de onda de fonte criados pela disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) e campos de onda refletidos gerados por uma formação subterrânea em resposta aos campos de onda de fonte.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ativar as fontes da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) compreende ativar cada uma das fontes em tempos aleatoriamente selecionados em um intervalo de tempo de ativação, de modo que os campos de onda de fonte se sobreponham, os campos de onda refletidos se sobreponham, e os dados sísmicos sejam dados sísmicos misturados.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ativar as fontes da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) compreende ativar as fontes de acordo com uma sequência em um intervalo de tempo de ativação, de modo que os campos de onda de fonte se sobreponham, os campos de onda refletidos se sobreponham, e os dados sísmicos sejam dados sísmicos misturados.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que uma amplitude de cada campo de onda de fonte diminui com a distância aumentada a partir de um centro da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022).

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ativar fontes da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) compreende ativar poucos elementos de fonte por fonte da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) com distância aumentada a partir de um centro da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022).

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ainda compreende calcular velocidades de partícula de linha cruzada nas localizações de receptor a partir dos dados sísmicos.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que os dados sísmicos incluem dados de pressão, e o cálculo da velocidade de partícula de linha cruzada compreende: calcular uma velocidade de partícula de linha cruzada aproximada em um ponto entre duas localizações de duas fontes da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) a partir dos dados de pressão gerados por um sensor de pressão na localização de receptor para ativação de uma primeira das duas fontes, e dados de pressão gerados pelo sensor de pressão na localização de receptor para ativação de uma segunda das duas fontes; aplicar reciprocidade de localização de fonte à velocidade de partícula de linha cruzada aproximada no ponto entre as duas fontes para gerar uma velocidade de partícula de linha cruzada aproximada na localização de receptor.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que o cálculo da velocidade de partícula de linha cruzada aproximada no ponto entre as duas fontes ainda compreende: transformar os dados de pressão registrados para ativação das duas fontes a partir do domínio de espaço-tempo ao domínio de espaço-frequência; calcular um gradiente de pressão no ponto entre as duas fontes a partir dos dados de pressão associados com a ativação da primeira das duas fontes, e os dados de pressão associados com a ativação da segunda das duas fontes; e multiplicar o gradiente de pressão pela direção de deslocamento de partícula de linha cruzada para gerar um gradiente de pressão na direção de linha cruzada; dividir o gradiente de pressão na direção de linha cruzada por um produto de uma frequência angular e velocidade do som na água; e aplicar reciprocidade de localização de fonte ao gradiente de pressão na direção de linha cruzada para gerar a velocidade de partícula de linha cruzada aproximada na localização de receptor.

9. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que ainda compreende interpolar velocidades de partícula de linha cruzada entre receptores de estruturas alongadas (106-111) adjacentes para reduzir suavização espacial de linha cruzada baseado na velocidade de partícula de linha cruzada aproximada nas localizações de receptor.

10. Sistema para coletar dados sísmicos gerados com uma disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022), o sistema compreendendo: uma disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) possuindo três de mais fontes linearmente dispostas na direção de linha cruzada (104, 1018, 1022), cada fonte possuindo um número de elementos de fonte, caracterizado pelo fato de que um comprimento total da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) na direção de linha cruzada é menor do que uma distância de separação (D) entre qualquer duas estruturas alongadas (106-111) adjacentes rebocadas pela embarcação de pesquisa (102, 1016, 1020), e uma distância de separação entre fontes adjacentes na direção de linha cruzada é cerca da distância entre estruturas alongadas (106-111) adjacentes divididas pelo número de fontes na disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022);um controle de fonte sísmica que controla ativação das fontes, cada fonte produzindo um campo de onda de fonte; e equipamento de registro que registra dados sísmicos gerados por um ou mais receptores que medem campos de onda de fonte criados pela disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022), e campos de onda refletidos gerados por uma formação subterrânea, em resposta aos campos de onda de fonte.

11. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o número de elementos de fonte por fonte da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) diminui com a distância aumentada a partir de um centro da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022).

12. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que os volumes de câmara de elementos de fonte por fonte da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022) diminui com a distância aumentada a partir de um centro da disposição de fonte de linha cruzada (104, 1018, 1022).