BR112012021391A2 - métodos de exploração geofísica dentro de volume predeterminado da terra - Google Patents

Abstract

PROCESSO PARA A PREPARAÇÃO DE UM ALQUENO. Um processo para a preparação de um alqueno a partir de um composto oxigenado compreendendo contatar uma corrente de alimentação de reagente compreendendo pelo menos um reagente oxigenado e água e com um catalisador de heteropoliácido suportado a uma temperatura de pelo menos 170ºC, em que o processo é iniciado utilizando um procedimento de partida compreendendo as seguintes etapas: (i) aquecer o catalisador de heteropoliácido suportado a uma temperatura de pelo menos 220ºC, (ii) manter o catalisador de heteropoliácido suportado tratado termicamente da etapa (i) a uma temperatura de pelo menos 220ºC por um tempo suficiente para remover água de ligada a partir do componente de heteropoliácido do catalisador de heteropoliácido suportado, e (iii) sob atmosfera anidra, reduzir a temperatura do catalisador de heteropoliácido suportado tratado termicamente da etapa (ii) a uma temperatura abaixo de 220ºC, e (vi) contatar o catalisador de heteropoliácido suportado da etapa (iii) com a corrente de alimentação de reagente a uma temperatura de pelo menos 170ºC.

Description

" < 1/32 “Métodos de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predeterminado da Terra” Relatório Descritivo Caso Relacionado Este Pedido reivindica o benefício do Pedido de Patente Pro- visório US de número de série 61/309.291 depositado em 1º de março de 2010, e incorpora o dito pedido provisional para referência nesta exposição como se totalmente exposto neste ponto.

Campo Técnico Esta invenção se refere à matéria geral de exploração sísmi- ca e, em particular, a métodos para quantificar e visualizar complexas estruturas de subsuperfície com dados sísmicos.

Antecedentes da Invenção Um levantamento sísmico representa uma tentativa de for- mar imagem ou mapear a subsuperfície da terra pelo envio de energia sonora para baixo para dentro do solo e o registro de “ecos” que retor- nam a partir das camadas rochosas embaixo. A fonte da energia sonora que se desloca para baixo poderia provir, por exemplo, de explosões ou vibradores sísmicos sobre a terra, ou canhões de ar em ambientes marinhos. Durante um levantamento sísmico, a fonte de energia é posicionada em vários locais próximos à superfície da terra, acima de uma estrutura geológica de interesse. Cada vez em que a fonte é ativa- da, ela gera um sinal sísmico que se desloca para baixo através da terra, é refletido ou transmitido e, no seu retorno, é registrado em um grande úmero de locais na superfície. Múltiplas combinações de fonte / registro são então combinadas para criar um perfil próximo a contínuo e 2/32 da subsuperfície que pode se estender por muitas milhas.

Em um levantamento sísmico bidimensional (2D), os locais de registro são geralmente definidos ao longo de uma única linha, enquanto que em um levantamento tridimensional (3D) os locais de registro são distribuí- dos através da superfície, às vezes como uma série de linhas bidimensi- onais adjacentes estreitamente espaçadas e, em outros casos, como uma grade de linhas de fonte e receptor que são arranjadas para estar em algum outro ângulo uma com relação à outra.

Em termos mais simples, uma linha sísmica de 2D pode ser imaginada como fornecendo uma imagem de seção transversal (fatia vertical) das camadas da terra como elas existem diretamente embaixo dos locais de registro.

Um levantamento 3D produz um “cubo” ou volume de dados, isto é, pelo menos conceitualmente, uma imagem de 3D da subsupertfície que está situada embaixo da área de levantamento.

Na realidade, contudo, tanto o levantamento de D quanto o levantamento 3D interrogam algum volume da terra que está situado embaixo da área coberta pelo levan- tamento.

Um levantamento sísmico é composto de um número muito grande de registros ou traços sísmicos individuais.

Em um típico levantamento 2D, existirá usualmente ser várias dezenas de milhares de traços, enquanto que em um levantamento 3D o número de traços individuais pode ser de múltiplos milhões de traços. (Capítulo 1, pági- nas 9 - 89, de Processamento de dados Sísmicos (Seismic Data Proces- sing) de Ozdogan Yilmaz, Society de Explorationist Geophysicists, 1987, contém informação geral que se relaciona ao processamento 2D con- vencional e esta exposição é incorporada aqui para referência.) Informa- ção de antecedentes geral pertencendo à obtenção e processamento de dados de 3D e pode ser encontrada no Capítulo 6, páginas 384-427, de Yilmaz, cuja exposição é também incorporada aqui para referência.

Um traço sísmico é um registro digital da energia acústica

> 8/82 que se reflete a partir de heterogeneidades ou descontinuidades na subsuperfície, uma reflexão parcial que ocorre cada vez em que existe uma alteração nas propriedades elásticas dos materiais da subsuperfi- cie. As amostras digitais são usualmente obtidas a intervalos de 0,002 segundo (2 milissegundos ou “ms”), embora intervalos de amostragem de 4 milissegundos e 1 milissegundo sejam também comuns. Cada amostra discreta em um traço sísmico digital convencional é associada com um tempo de deslocamento e, no caso de energia refletida, um tempo de deslocamento de duas vias da fonte para o refletor e novamen- te de volta para a superfície, assumindo, naturalmente, que a fonte e receptor estão ambos posicionados na superfície. Muitas variações do arranjo de fonte-receptor convencional são usadas na prática, por exemplo, VSP (perfis sísmicos verticais) levantamentos, levantamentos do fundo do oceano etc. Ainda o local de superfície de cada traço em um levantamento sísmico é cuidadosamente rastreado e é geralmente tornado uma parte do traço propriamente dito (como parte da informa- ção de cabeçalho do traço). Isto permite que a informação sísmica contida dentro dos traços seja posteriormente correlacionada com específicos locais de superfície e subsuperfície, provendo, assim, um meio para postar e contornar dados sísmicos - e atributos extraídos dos mesmos - sobre um mapa (isto é, “napeamento”).

Os dados em um levantamento 3D são responsáveis pela vi- sualização em inúmeras maneiras diferentes. Primeiro, “fatias de tempo constante” horizontais podem ser tomadas extraídas a partir de um volume siísmico empilhado ou não empilhado por coleta de todas das amostras digitais que ocorrem no mesmo tempo de deslocamento. Esta operação resulta em um plano de 2D horizontal de dados sísmicos. Por meio da animação de uma série de planos de 2 D, é possível que o intérprete esquadrinhe através do volume, proporcionando a impressão de que camadas sucessivas estão sendo arrancadas, de forma que a informação que está situada abaixo possa ser observada. De modo

: 4/32 semelhante, um plano vertical de dados sísmicos pode ser tomado em um azimute arbitrário através do volume por coleta e exibição dos traços sísmicos que estão situados ao longo de uma linha particular. Esta operação, com efeito, extrai uma linha sísmica de 2D individual a partir de dentro do volume de dado de 3D.

Os dados sísmicos que foram apropriadamente obtidos e processados podem prover uma riqueza de informações para o explora- dor, um dos indivíduos dentro de uma companhia petrolífera cuja função é a de localizar sítios de perfuração potenciais. Por exemplo, um perfil sísmico fornece ao explorador uma visão ampla da estrutura de subsuperfície das camadas rochosas e frequentemente revela caracte- rísticas importantes associadas com o aprisionamento e armazenamen- to de hidrocarbonetos, tais como falhas, dobras, anticlines, inconformi- dades, e cúpulas de sal e recifes da subsuperfície, dentre muitos outros.

Durante o processamento por computador de dados sísmicos, estimati- vas de velocidades de rocha subsuperficiais são rotineiramente gerada desuniformidades próximas à superfície são detectadas e exibidas. Em alguns casos, dados sísmicos podem ser usados para estimar direta- mente a porosidade da rocha, a saturação de água e o teor de hidrocar- boneto. Menos obviamente, atributos sísmicos de forma de onda tais como a fase, a amplitude de pico, a razão de pico a pico e inúmeros outros podem frequentemente ser correlacionados empiricamente com conhecidas ocorrências de hidrocarboneto e esta correlação pode ser aplicada aos dados sísmicos coletados sobre novos alvos de exploração.

Um problema que é frequentemente encontrado no proces- samento de dados sísmicos é como se deve combinar da melhor manei- ra dados sísmicos a partir de dois conjuntos de dados independentes que foram coletados na mesma área (ou uma área perto) de forma a criar uma imagem unificada da subsuperfície. É de importância crítica ofatode que dados sísmicos que têm similar caráter de linha para linha

: 5/32 de forma que sutis variações de sinal possam ser rastreadas consisten- temente através de múltiplos levantamentos. Se os dois conjuntos de dados são coletados ao mesmo tempo em que se usa o mesmo equipa- mento, a combinação dos conjuntos de dados pode não ser um proble- ma, Diferenças na fonte de levantamento (dinamite, vibrador, canhão de ar etc.), diferenças no tipo de sensores sísmicos (geofone, hidrofone etc.) e diferenças na instrumentação de registro (por exemplo, o tipo / marca do amplificador) estão entre os muitos fatores que podem fazer que o caráter de um conjunto de dados sísmicos divirja marcantemente um do outro. Nesses cenários e em muitos outros, seria vantajoso processar um conjunto de dados ou ambos através de algum tipo de algoritmo de adaptação de forma que o caráter dos dados sísmicos seja tão aproxi- madamente constante quanto possível onde os levantamentos se inter- ceptam.

Um caso em que algum grau de adaptação de caractere se- ria especialmente importante seria onde dados que fossem obtidos usando geofones fossem combinados com dados que fossem obtidos usando hidrofones. Embora isto pudesse ocorrer em muitas circunstân- cias (por exemplo, um levantamento terrestre / marinho combinado) para finalidades de especificidade no texto que segue esta situação será discutido no contexto de um levantamento de fundo de oceano multi- componente (“OBS”, daqui em diante). São facilmente disponíveis sensores de OBS convencionais, que registram simultaneamente tanto ondas P quanto S por meio da combinação de hidrofones e geofones orientados que podem ser integrais ao mesmo caso físico. Todavia, a comparação e a combinação de dados que foram obtidas via os dois tipos de receptores provaram ser problemáticas em razão de diferenças de caráter no sinal, ruído etc. Em mais particular, uma vez que o nível de ruído de geofones tende a ser mais alto que aquele de hidrofones, algum tipo de adaptação deve ser realizado se uma imagem sísmica de qualidade confiável deva ser obtida a partir do conjunto de dados

. 6/32 combinados.

Outro caso onde adaptação seria útil seria na obtenção de dados sísmicos de 4D, onde a mesma área é repetidamente levantada para rastrear a progressão de um limite de fluido (por exemplo, petróleo /água,petróleo/ gás etc.) no levantamento em um campo em produ- ção. Neste exemplo, um objetivo seria para adaptar o levantamento de base para um subsequente levantamento de monitoração ou vice versa. Um objetivo dessa adaptação seria melhorar a capacidade de combinar e/ou comparar levantamentos coletados em diferentes tempos (e possi- velmente com diferentes fontes) enquanto maximiza a relação de sinal para ruído.

Ainda, outro exemplo de circunstâncias quando adaptação poderia ser útil seria em casos onde foi desejado para adaptar múltiplos pré-ditos to múltiplos verdadeiros nos dados sísmicos. Uma boa adap- tação tornaria possível suprimir de melhor maneira os múltiplos (que são considerados ruído para imageamento sísmico padrão) que, de outra maneira, tenderia a obscurecer a imagem da subsupertfície provi- da pelos dados.

Até o presente momento, como é bem conhecido nas artes de processamento sísmico e de interpretação sísmica, existiu uma necessidade de melhores métodos de adaptação de dados sísmicos. Por conseguinte, deve ser agora reconhecido, como foi reconhecido pelo presente inventor, que existe, e existiu por algum tempo, uma necessi- dade muito real de um método de processamento de dados sísmicos que —abordasse e solucionasse os problemas acima descritos.

Antes de continuar com a descrição da presente invenção, todavia, deve ser notado e lembrado que a descrição da invenção que segue, conjuntamente com os desenhos anexos, não deve ser interpre- tada como limitando a invenção aos exemplos (ou modalidade preferi-

das) mostrados e descritos. Isto é assim porque aqueles especializados na técnica à qual a invenção pertence serão capazes de indicar outras formas desta invenção dentro do âmbito das reivindicações anexas. Sumário da Invenção De acordo com um primeiro aspecto preferido da presente invenção, são providos um sistema e método para adaptar dois conjun- tos de dados sísmicos de forma que os dados sísmicos contidos nos mesmos possam ser mais facilmente utilizados. Na modalidade preferi- da, uma proposta que será referida aqui como “adaptação de atributo local” será geralmente implementada no caso de dados de OBS via as seguintes etapas: (1) realizar uma transformada de onda complexa de árvore dupla de 3D (DCWT) em ambos os conjuntos de dados de entrada. Por exemplo, os dados de geofone (Z) e hidrofone (P) poderiam ser usados para um caso de OBS, ou os dados de levantamento de base (primeiros) e um subsequente levantamento (monitor) em um caso de 4D; (2) realizar uma operação de adaptação nos dois conjuntos de dados transformados no domínio de transformada de onda comple- xa. O critério de adaptação dependerá da natureza do problema que está sendo abordado; e, (3) realizar a DCWT de 3D inversa no conjunto de dados adaptado para obter os resultados processados.

Note-se que a presente proposta pode ser adaptada para trabalhar com uma ampla faixa de ruído e tipos de dados, incluindo ruído com substancial variação de amplitude. Ela é também muito eficiente quando comparada com os métodos baseados em Radon que são convencionalmente utilizados. Ainda a presente proposta implemen- ta adaptação verdadeiramente “local” uma vez que ela utiliza uma

. 8/32 transformação de dado “local”. Finalmente, no caso mais geral onde o presente método deve ser aplicado a dois diferentes conjuntos de dados sísmicos (por exemplo, dois levantamentos na terra, um levantamento na terra e um levantamento marinho etc.), a mesma proposta exposta acima trabalharia similarmente nas equações apresentadas aqui, com “Z” e “P” sendo substituídos por, por exemplo, “Z1” e “Z2” respectiva- mente, que representam dados sísmicos a partir de dois levantamentos diferentes que devem ser adaptados (isto é, Z1 será adaptado para Z2).

Em uma modalidade preferida, quando o presente método é usado com dados de OBS multicomponentes, o critério de adaptação será que o dado no componente Z que adapta os dados no componente P no domínio de atributo local de dimensão 6 é considerado ser sinal. À energia restante será então considerada ser ruído e será preferivelmente removida por adelgaçamento no domínio de frequência usando escala de amplitude de envoltório.

Considerando a modalidade prévia em maior detalhe, é aqui provida uma modalidade que é concebida para ser usada com um levantamento de OBS coletado acima de um predeterminado volume da terra que contém características estruturais e estratigráficas de subsu- perfície propícias à geração, migração e acumulação ou presença de hidrocarbonetos. Nesta modalidade, os dados de OBS serão compreen- didos de uma pluralidade de traços sísmicos de componente P e uma pluralidade de traços sísmicos de componente Z. Nesta modalidade, o levantamento de OBS seria acessado e pelo menos 16 da pluralidade de traços sísmicos de componente P lidos. De modo semelhante, pelo menos 16 da pluralidade de traços sísmicos de componente Z seriam lidos. Em seguida, uma transformada DCWT à frente será realizada nos traços sísmicos de componente P para produzir um conjunto de dados de transformada de DCWT P. De modo semelhante, uma transformada de DCWT será aplicada aos traços sísmicos de componente Z para

. 9/32 produzir um conjunto de dados de transformada de DCWT Z.

Em seguida, o conjunto de dados de transformada de DCWT Z será adapta- do para o conjunto de dados de transformada de DCWT P para produzir um conjunto de dados de DCWT adaptado.

A inversa de DCWT do — conjunto de dados de DCWT adaptado será em seguida calculada a fim de obter pelo menos 16 traços sísmicos adaptados.

Finalmente, os traços sísmicos adaptados serão usados na exploração sísmica para hidrocarbonetos dentro do dito predeterminado volume da terra.

Mais geralmente e de acordo com outra modalidade preferi- da, um método de exploração geofísica similar àquele descrito acima será empregado onde, em lugar de dado de OBS, o dado de entrada consiste em dois levantamentos sísmicos diferentes que foram coletados acima de um alvo de subsuperfície de interesse, levantamentos esses tais cada um dos quais tem uma pluralidade de traços sísmicos associ- ados com os mesmos.

Nesta modalidade, um primeiro levantamento sísmico dos levantamentos sísmicos será acessado e pelo menos 16 traços serão lidos a partir deste levantamento.

Em seguida, a presente invenção acessará um segundo dos dois levantamentos sísmicos e lidos pelo menos 16 dos traços sísmicos associados com o segundo levanta- mento sísmico.

Em seguida, uma DCWT à frente será calculada nos pelo menos 16 traços sísmicos a partir do primeiro levantamento sísmi- co, formando, assim, um primeiro conjunto de dados de DCWT.

Em seguida, uma DCWT à frente será calculada nos dados a partir do segundo levantamento sísmico, formando, assim, um segundo conjunto de dados transformado em DCWT.

Em seguida, o primeiro conjunto de dados de transformada de DCWT será adaptado para o segundo conjun- to de dados de DCWT para produzir um conjunto de dados de DCWT adaptado.

Em seguida, uma DCWT inversa será calculada no conjunto de dados de DCWT adaptado para produzir traços sísmicos adaptados.

Finalmente, os traços sísmicos adaptados serão usados na exploração sísmica para os hidrocarbonetos de subsuperfície dentro do dito prede-

. 10/32 terminado volume da terra.

Finalmente, em ainda outra modalidade preferida, um nú- mero selecionado de traços sísmicos de entrada pode ser determinado ou calculado. O número selecionado preferivelmente é suficiente para calcular uma DCWT à frente, como descrito abaixo. Em particular, um primeiro levantamento sísmico será acessado e pelo menos o número selecionado de traços sísmicos será lido a partir de um primeiro conjun- to de dados sísmicos. Em seguida, um segundo levantamento sísmico será acessado e pelo menos o número selecionado de traços sísmicos será lido a partir deste conjunto de dados. Em seguida e preferivelmen- te, uma DCWT à frente será calculada usando os ditos traços sísmicos a partir do dito primeiro levantamento sísmico, formando, assim, um primeiro conjunto de dados de DCWT. Adicionalmente, uma DCWT à frente será calculada a partir dos ditos traços sísmicos a partir do dito segundo levantamento sísmico, formando, assim, um segundo conjunto de dados de DCWT. Em seguida, o primeiro conjunto de dados de DCWT e o segundo conjunto de dados de DCWT serão usados para produzir um conjunto de dados de DCWT adaptado. Em seguida, uma DCWT inversa será calculada no conjunto de dados de DCWT adaptado para produzir uma pluralidade de traços sísmicos adaptados. Final e preferivelmente, os traços sísmicos adaptados serão usados na explora- ção sísmica para hidrocarbonetos dentro do predeterminado volume da terra.

Um objetivo principal da presente invenção é de melhorar o sinale atenuar o ruído em um conjunto de dados sísmicos por adapta- ção de suas características de reflexão (por exemplo, caráter refletor) àquelas de outro. Ainda, a presente invenção é bem apropriada para a aplicação onde o objetivo é de extrair atributos similares a partir de conjuntos de dados relacionados. Adicionalmente, deve ser notado que algumas modalidades preferidas utilizam um conjunto de dados sintéti-

co como o conjunto de dados de base a fim de conformar dados de campo à adaptação mais estreitamente ao caráter do sintético.

O precedente delineou em termos amplos as características mais importantes da invenção exposta aqui de forma que a descrição detalhada que segue pode ser mais claramente entendida, e de forma que a contribuição do presente inventor para a técnica pode ser mais bem apreciada.

A presente invenção não deve ser limitada em sua aplicação aos detalhes da construção e aos arranjos dos componentes expostos na seguinte descrição ou ilustrados nos desenhos.

Entretanto, ainvenção é capaz de outras modalidades e de ser praticada e executa- da de várias outras maneiras não especificamente enumeradas aqui.

Finalmente, deve ser entendido que a fraseologia e terminologia empre- gadas aqui são para a finalidade de descrição e não devem ser entendi- das como limitativas, a menos a descrição limite assim especificamente ainvenção.

Breve Descrição dos desenhos Outros objetivos e vantagens da invenção se tornarão apa- rentes na leitura da seguinte descrição detalhada e na referência aos desenhos, nos quais: a Figura 1 ilustra um ambiente geral da presente invenção; a Figura 2 contém uma sequência de processamento sísmi- co apropriada para o uso com a presente invenção; a Figura 3 contém uma ilustração esquemática de uma tí- pica configuração de trajeto de raio; a Figura 4 contém uma ilustração esquemática da relação entre os P e Componente Zs de um registro de multicomponentes;

a Figura 5 ilustra uma lógica de operação preferida apro- priada para o uso com uma implementação de 2D da presente invenção; a Figura 6 contém uma ilustração esquemática de uma tí- pica unidade de OBS; a Figura 7 ilustra uma lógica de operação preferida apro- priada para o uso com a 3D implementação da presente invenção.

Descrição Detalhada Embora esta invenção seja susceptível de modalidade em muitas formas diferentes, mostradas nos desenhos, serão aqui descritas daqui em diante em detalhe algumas modalidades específicas da pre- sente invenção.

Deve ser entendido, todavia, que a presente exposição deve ser considerada como uma exemplificação dos princípios da inven- ção e não é destinada a limitar a invenção às modalidades específicas ou algoritmos então descritos.

Ambiente Geral da Invenção A Figura 1 ilustra o ambiente geral em que a presente in- venção seria tipicamente usada.

Como etapa preliminar 110, é costu- meiro realizar pelo menos algum planejamento básico de um levanta- mento sísmico (ou levantamentos sísmicos) antecipadamente à coleta de dados.

Em adição à determinação do local do levantamento na superfi- cie da terra, tipicamente parâmetros relacionados ao levantamento, tais como o espaçamento entre traço / disparo, taxa de amostra, número de canais de registro etc., serão também especificados antecipadamente à condução do levantamento.

Os levantamentos sísmicos são conduzidos tanto em terra quanto no mar, com geofones tipicamente sendo usados para registrar a fonte sísmica sobre a terra e hidrofones sendo usados em ambientes marinhos.

Adicionalmente e dependendo das capacidades da equipe que obtém os dados sísmicos, alguma quantia de pré-

: 13/32 processamento (por exemplo, demux, correlação cruzada de fonte, remoção de bolhas etc.) poderia ser realizada no local em que os dados são obtidos (por exemplo, ver a etapa 215 da Figura 2). No campo, cada receptor (ou grupo de receptores) tipica- mente origina um traço sísmico cada vez em que a fonte é ativada e os traços brutos / não processados são tipicamente inscritos em um meio de armazenamento em massa (por exemplo, fita magnética, disco óptico, disco magnético etc.) para a transmissão para o centro de processamen- to. No centro de processamento, uma variedade de processos preparató- rios é tipicamente aplicada aos traços sísmicos para prepará-los para uma ampla faixa de processamento e etapas de imageamento que convencionalmente seguem. Ver a etapas 215 e 220 da Figura 2 para alguns exemplos para esses tipos de processos. Os traços sísmicos (antes, durante, e depois do processamento inicial) poderiam ser arma- zenados, somente a título de exemplo, em disco rígido, fita magnética, disco magneto-óptico, disco DVD ou outros meios de armazenamento em massa. Note-se que é convencional associar cada traço sísmico com a posição do receptor (ou grupo de receptores) que o originou e isto é frequentemente feito durante o processamento preparatório.

No centro de processamento, uma variedade de etapas de condicionamento e/ou imageamento de sinal são tipicamente realiza- das. No arranjo preferido, essas etapas tomarão a forma de programas de computador 140 que foram carregados em um computador progra- mável de finalidade geral 150 onde eles são acessíveis por um interpre- —tador sísmico ou processador. Note-se que um computador de finalida- de geral 150 incluiria tipicamente, em adição a computadores de grande porte, estações de trabalho especializadas ou convencionais, e compu- tadores pessoais (PCs), computadores que provêm computações parale- las e maciçamente paralelas, em que a carga computacional é distribuí- da entre doisou mais processadores. Mais geralmente, quando o termo

. 14/32 “computador” é usado aqui, ele deve ser interpretado em seu sentido mais amplo para incluir qualquer dispositivo programável que seja capaz de realizar as tarefas descritas daqui em diante.

A presente invenção será preferivelmente carregada (etapa 145) nesse computador 150 onde um ou mais levantamentos sísmicos serão acessados e adaptação de atributo local aplicada de acordo com os métodos discutidos aqui.

Como é ainda ilustrado na Figura 1, no arranjo preferido, algum tipo de zona digitalizada de modelo de interesse 160 é frequen- temente especificado pelo usuário e provido como entrada para os programas de processamento de computador.

Esta zona de interesse poderia corresponder a um particular refletor ou camada na subsuper- fície que se acredita que aprisione ou contenha certos recursos de hidrocarboneto.

No caso de uma seção sísmica de 3D, a zona de inte- resse 160 tipicamente incluiria especificidades como a extensão lateral e espessura (que poderiam ser variáveis e poderiam ser medidas no tempo, profundidade, frequência etc.) de um alvo de subsuperfície.

Os meios exatos pelos quais tais zonas são criadas, captadas, digitadas, armazenadas, e posteriormente lidas durante a execução do programa não é importante para a presente invenção e aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que isto poderia ser feito em qualquer numero de maneiras.

Os programas de processamento sísmico 140 poderiam ser transportados para o computador que deve executá-los por meio, por exemplo, de um disco flexível, um disco magnético, uma fita magnética, um disco magneto-óptico, um disco óptico, um CD-ROM, um disco DVD, um cartão RAM, flash RAM, um cartão RAM, um chip PROM ou carregados sobre uma rede com fio ou sem fio.

Em um típico ambiente de processamento sísmico, os vários tratamentos numéricos que são aplicados aos dados sísmicos seriam feitos parte de um pacote de

. 15/32 módulos de software que é concebido para realizar muitas das etapas de processamento listadas na Figura 2. Note-se que a Figura 2 é desti- nada a representar um esquema de processamento generalizado que descreve de maneira geral processos que seriam apropriados para o uso tantocom dados de terra quanto com dados marinhos. Naturalmente, aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que as etapas de processamento de dados específicos de terra na Figura 2, tais Como correlação de fonte de vibrador, estáticas de superfície etc., tipicamente não seriam aplicáveis nos dados marinhos, como remoção de bolhas tipicamente não seria usado sobre os dados de terra. Retornando à Figura 1, os traços sísmicos processados se- riam então tipicamente classificados em grupos de CMP (dados de 3-D serão tipicamente armazenados em CMPs), empilhados e exibidos ou em um monitor de computador a cor de alta resolução 170 ou em forma de cópia rígida, como uma seção sísmica impressa ou um mapa 180. O interpretador sísmico usaria então as imagens exibidas para assisti-lo na identificação de características de subsuperfície, propícias para a geração, migração, ou acumulação de hidrocarbonetos. Como foi indicado previamente, traços sísmicos que foram obtidos de acordo com a presente invenção serão preferivelmente sujei- tos a algumas ou todas das etapas de processamento listadas na Figura

2. Aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que essas etapas são somente amplamente representativas dos tipos de processos que poderiam ser aplicados a tais dados e a escolha e a ordem das etapas de processamento e os algoritmos particulares envolvidos podem variar marcadamente na dependência do processador sísmico individu- al, da fonte de sinal (dinamite, vibrador, canhão de ar etc.), do levanta- mento local (em terra, no mar, combinação etc.), da companhia que processa dos dados etc. Como etapa inicial, um levantamento sísmico de 2D ou 3D

. 16/32 é conduzido de acordo com a presente invenção sobre um volume particular da subsuperfície da terra (etapa 210). Os dados coletados no campo consistem em traços sísmicos não empilhados (isto é, não soma- dos) que contêm informação digital representativa do volume da terra que está situado embaixo do levantamento.

Depois de os dados sísmicos serem obtidos (etapa 210), eles são tipicamente tomados a partir do campo e levados para um centro de processamento onde algumas etapas de processamento iniciais ou preparatórias são aplicadas aos mesmos. Demux, recuperação de ganho, correlação cruzada, conformação de pequenas ondas, remoção de traços deficientes etc., (etapa 215) são tipicamente aplicados prece- dentemente em sequência e são concebidos para colocar os registros de campo sísmico em condição para o processamento subsequente. Sendo dito isto, aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que alguns ou todos dos processos precedentes (por exemplo, demux, correlação cruzada, recuperação de ganho inicial etc.) poderiam ser realizados no campo (ao invés de em um centro de processamento), dependendo da capacidade de processamento ali disponível. Isto pode- ria ser seguido pela especificação da geometria do levantamento (etapa 220)e armazenamento de um número de disparo / receptor e um local de superfície como parte de cada cabeçalho de traço sísmico. Uma vez quando a geometria foi especificada, é costume realizar uma análise de velocidade, as velocidades resultantes sendo úteis em muitos contextos de processamento que incluem, somente a título de exemplo, imagea- —mentode tempo e/ou profundidade.

Depois de o processamento de pré-pilha inicial ser comple- tado, tipicamente o sinal sísmico nos traços sísmicos não empilhados será condicionado antes dos volumes de dados empilhados (ou soma- dos) (etapa 230) serem criados. Na Figura 2, etapa 230 contém uma típica sequência de processamento “Processamento de sinal / Condicio-

. 17/32 namento / Imageamento (formação de imagens)”, mas aqueles especia- lizados na técnica reconhecerão que muitos processos alternativos poderiam ser usados no lugar daqueles listados na Figura. Em qualquer caso, o objetivo final do ponto de vista do explorador é a produção de um volume sísmico empilhado ou, no caso de dados de 2D, uma linha sísmica empilhada para o uso na exploração para hidrocarbonetos dentro de a subsuperfície da terra.

Como é sugerido na Figura 2, qualquer amostra digital den- tro de um volume sísmico empilhado é unicamente identificada por um tripleto (X, Y, TEMPO), com as coordenadas X e Y representando algu- ma posição na superfície da terra, e a coordenada de tempo medindo um tempo de chegada registrado dentro do traço sísmico (etapa 240). Para finalidades de especificidade, será assumido que a direção X corresponde à direção “em linha” e a medição Y corresponde à direção de “linha transversal”, pois os termos “em linha” e “linha transversal” são geralmente entendidos na técnica. Embora tempo seja uma unidade de eixo vertical preferido e mais comum, aqueles especializados na técnica entenderão que outras unidades são certamente possíveis, que poderiam incluir, por exemplo, profundidade ou frequência. Adicional- mente, é bem conhecido para aqueles especializados na técnica que é possível converter traços sísmicos desde uma unidade de eixo (por exemplo, tempo) para outra (por exemplo, profundidade) usando técni- cas de conversão matemática padronizadas. O explorador pode realizar uma interpretação inicial 250 de ovolume empilhado resultante, em que ele ou ela localiza e identifica os refletores principais e falhas onde eles ocorrem no conjunto de dados. Isto poderia ser seguido por melhoria de dado adicional 260 e/ou geração de atributo (etapa 270) dos dados sísmicos empilhados ou não empilhados. Em muitos casos, o explorador revisitará sua interpretação original à luz da informação adicional obtida a partir das etapas de

: 18/32 melhoria de dado e geração de atributo (etapa 280). Como etapa final, o explorador tipicamente usará informação colhida a partir dos dados sísmicos conjuntamente com outros tipos de dados (levantamentos magnéticos, levantamentos de gravidade, dados do LANDSAT, estudos geológicos regionais, perfilagens de poços, núcleos de poço etc.) para localizar características estruturais ou estratigráficas da subsuperfície propícias à geração, acumulação ou migração de hidrocarbonetos (isto é, geração de prospecção 290). Tipicamente, a presente invenção seria implementada como parte de qualquer uma das etapas 230, 250, ou 260. Gênese do Problema Por antecedentes gerais, existe um fenômeno extensamente observado que o registro de dado de OBS pode ser contaminado por ruído no componente de vetor. O ruído tipicamente torna-se mais prevalente, quando o fundo de água circundante é complexo e tem ondulações de pequena escala.

Foram realizados estudos extensivos das causas deste ruí- do. Por exemplo, um estudo mostrou que o ruído observado no compo- nente de vetor é mais provavelmente gerado pela propagação de ondas aolongo da interface de sedimento-água em velocidades que se aproxi- mam à velocidade de cisalhamento do sedimento. Uma característica deste tipo de ruído é que elevação é composto de energia de onda de cisalhamento de superfície e pode ter amplitude significativa. Uma vez que ondas de cisalhamento não se propagam na água, e também por- queas ondas de cisalhamento de superfície têm minima conversão de modo para as ondas P, este tipo de ruído é observado nos geofones de vetor (multi componente) e não nos hidrofones.

Esta energia dispersa não traz nenhuma contribuição para

: 19/32 a imagem sísmica da onda P. Todavia, tal energia é parte do campo de onda sísmico, como é percebido por instrumentação apropriadamente configurada e, por conseguinte, tal energia será difícil de ser removida por filtração pelo uso de um projeto de instrumento que seja suficien- temente robusto para capturar a informação sísmica alvo. Assim, a solução para este tipo de problema é mais provável que seja encontrada usando técnicas de processamento sísmicas depois-do-fato, que abor- dam este problema de registro de OBS.

Uma vez que energia dispersa deste tipo tenderá a se deslo- cara uma velocidade bastante baixa, a técnica anterior envolveu o uso de, por exemplo, filtros do tipo F-K. Esta proposta assume que a pro- funda separação entre ruído e sinal pode ser obtida usando movimento normal (“NMO”). Todavia, tal separação é difícil de ser obtida quando a geologia é complexa. Assim, este método tem sua limitação.

Mais recentemente, outros procuraram suprimir este tipo de ruído através de adaptação de atributo no domínio tau-P de 3D e domínio de transformada de pequena onda contínua de 1D. Embora esses resultados tenham sido encorajadores, existiram problemas com a amostragem, questões apareceram com relação à capacidade de inver- são da transformada, à velocidade do algoritmo e à localização de espaço do método foram colocadas em questão etc.

Como consequência, os presentes inventores criaram um novo método de adaptação de atributo local que é realizado no domínio de transformação de onda complexa dupla tripla de 3D (DCWT) e que ajuda a superar os problemas da técnica anterior e, ainda, oferece certas vantagens não disponíveis via outros métodos.

Transformada de Pequena Onda Complexa de Árvore Dupla (DCWT)

. 20/32 De acordo com uma modalidade preferida da invenção, uma DCWT, também chamada a transformada de pequena onda complexa de árvore dupla, é usada para prover adaptação local entre dois conjun- tos de dados. Esta operação é uma extensão de valor complexo da transformação de onda discreta (DWT). Esta proposta usa uma função de base de pequena onda de valor complexo para decompor sinais reais em partes reais e imaginárias no domínio da transformação. Os coefici- entes reais e imaginários satisfazem a relação de Hilbert e são usados para computar informação de amplitude e de fase local. A complexa transformação de onda tem redundância limitada, que é independente do número de escalas (4: 1 para 2-D). Isto se origina para a propriedade de invariância de tradução, enquanto usa uma memória relativamente menor em comparação com aquelas das formas não decimais. Note-se que, falando em termos gerais, a DWT não é invariante de tradução, o 15º quea torna menos desejável para o uso aqui.

Outra característica da DCWT que a torna especialmente bem apropriada para uso em conexão com a presente invenção é que ela é uma transformada local, onde “local” é usado no sentido de uma transformada tendo funções de base de tempo limitado. Em contraste, transformadas de Fourier e transformadas relacionadas têm funções de base que, a menos que truncadas, se estendem para o infinito em ambas as direções. Naturalmente, o truncamento de tais funções cria problemas de gestão de janelas bem conhecidos para aqueles de conhe- cimento comum na técnica. Assim, a DCWT e outras transformadas similares são preferidas. Entre os outros tipos de transformação que poderiam ser usados incluem, somente como exemplos, transformadas de pequenas curvas, transformadas de pequenas cristas e transforma- das de pequeno cisalhamento etc. Sendo dito isto, note-se que essas transformadas são frequente e livremente referidas como transformadas de ondas discretas, de forma que, para finalidades da presente exposi- ção, o termo DCWT seria amplamente interpretado para incluir qual-

. 21/32 quer transformada que pode ser usada para calcular uma transformada local de acordo com os métodos aqui discutidos.

Finalmente, o tempo de operação para uma DCWT varia como 4Nº, que é mais rápido que (NlogN)º? do 2D FF, assumindo um arranjo de entrada de N x N. Multi-resolução e localização são satisfei- tas porque O esquema de decomposição de pirâmide de DWT é usado na árvore real e na imaginária. Uma vez que nenhuma transformada global (tal como é o caso com as transformadas de Fourier, tau-p, e radon) é envolvida, a DCWT não espalha energia sobreposta até a extensão que a transformada de Fourier espalha, mesmo se os dados de entrada contiverem tal sobreposição. Modalidades Preferidas De acordo com uma primeira modalidade preferida e como é geralmente ilustrado na Figura 3, é provido aqui um método de adapta- ção de forma de onda sísmica que não apresenta as desvantagens da técnica anterior. Em uma modalidade preferida, ele pode ser utilizado com dados de OBS para adaptar o caráter dos sinais de geofone e hidrofone recebidos em cada receptor. Mais geralmente, a presente invenção pode ser usada para adaptar dois levantamentos tomados no mesmo local, em tempos diferentes, dois levantamentos em áreas diferentes etc.

Sendo dito isto, para finalidades somente de ilustração, a tecnologia da presente invenção será discutida em termos de um exem- plo de OBS. A Figura 6 contém uma ilustração esquemática de uma típica estação de receptor de OBS 600. Como é típico, um tal dispositivo utilizará uma antena 605 de algum tipo para se comunicar com (inclu- indo a transmissão de dados para) a superfície do oceano. A estação de OBS 600 irá tipicamente conter pelo menos um hidrofone 610 que está em comunicação de fluido com a água envolvente. Adicionalmente, dois

. 23/32 geofones 620 e 625 horizontalmente situados (que são preferivelmente orientados em ângulos retos entre si) e um geofone vertical 630 serão também providos. O funcionamento da estação 600 será controlado por uma ou mais CPUs 615. Note-se que nesta estação 600 o local dos geofones 620/625/630 e hidrofone 610 estão no mesmo local físico na subsuperfície (isto é, na mesma coordenada (x, y)). Este fato comprovou ser uma conveniência, mas não uma necessidade, na operação da presente invenção, como descrito abaixo.

De acordo com um aspecto preferido da presente invenção, os componentes de hidrofone 610 e o geofone vertical 630 dos dados de OBS são preferivelmente combinados para separar os campos de onda que se deslocam para cima e para baixo. O campo de onda que se desloca para cima é preferivelmente obtido por cálculo da soma ponde- rada desses dois componentes (P e Z) e o campo de onda que se desloca para baixo como a diferença ponderada entre os dois componentes. Este processo de separação é importante para produzir uma precisa imagem de onda P da subsuperfície. Se os componentes (P e/ou Z) são contami- nados por ruído, então o dado produzido por meio da combinação deles apresenta ruído e, por conseguinte, não pode ser usado para finalidades deimageamento.

Retornando em seguida para as Figuras 3 e 4, essas Figu- ras contêm uma ilustração esquemática de um conceito que é utilizado na modalidade preferida da presente invenção quando ela se aplica aos dados de coleta de OBS. A Figura 3 ilustra uma situação em que uma fonte é ativada próxima à superfície ou, preferivelmente, próxima à superfície de um corpo de água. No exemplo desta Figura, a fonte é uma fonte do tipo marinho, por exemplo, um canhão de ar. Na Figura 3, o trajeto de raio tracejado corresponde a um campo de onda que se desloca para cima, quando medido no receptor, ao passo que o trajeto de onda sólido é destinado a representar um trajeto de raio que se

. 23/32 desloca para baixo. Continuando com o exemplo prévio, a Figura 4 contém uma ilustração esquemática dos registros dos sinais sísmicos na Figura 3 como eles poderiam aparecer se eles tivessem sido registrados por um receptor de OBS de multicomponentes (isto é, um aque registra pelo menos os componentes P e Z do sinal) que estava situado sobre o fundo do mar. Note-se que, uma vez que o componente Zz pode detectar polaridade, ele registra o sinal do campo de onda que se desloca para cima e para baixo, ao passo que P apenas mede o componente escalar dos campos de onda.

Análise de Atributo Local Um atributo sísmico é uma medição que é derivada a partir de dados sísmicos. Atributos, tais como imersão, azimute, coerência, fase/amplitude instantânea, relação de pico para pico etc., foram populares ferramentas de exploração na visualização e interpretação de estrutura sísmica. É bem conhecido que os atributos instantâneos convencionais tendem a apresentar muito ruído e podem conduzir a valores não físicos (por exemplo, frequências negativas). Como conse- quência, a presente invenção utiliza atributos locais. Atributos locais não medem características de sinal instantaneamente em cada dado ponto, mas, entretanto, medem as mesmas em uma vizinhança local em torno de um ponto. A ideia de localidade se estende a partir de frequên- cia local para outros atributos, tais como imersão estrutural local em uma imagem sísmica.

A ocorrência e importância de variação local nos dados sís- micos, e a correspondente variação nos atributos calculados a partir de tais dados sísmicos, sugere o uso de um método computacional que tem propriedades de localização de número de frequência-tempo e onda- espaço. Todavia, o princípio de incerteza afirma que é impossível obter

. 24/32 simultaneamente resolução ilimitada tanto no tempo quanto em fre- quência.

Assim, os métodos de análise de atributo sísmico local, con- vencionais, como uma proposta de Fourier e propostas baseadas em inversão iterativa, são limitados em vista do principal acima menciona- do.

Istoé, longas janelas de Fourier são necessárias para obter alta resolução, mas longas janelas tendem a privar o objetivo de localidade.

Por outro lado, a escala de pequenas ondas é uma repre- sentação ótima (ou quase ótima) da frequência local ou número de onda, como é bem conhecido para aqueles de conhecimento comum na técnica.

Esta observação conduz a uma consideração do uso de trans- formadas de onda.

Em vista do tamanho dos conjuntos de dados sísmi- cos envolvidos, qualquer algoritmo que seja usado, ele deve ter uma implementação numérica rápida e eficiente.

Os precedentes são algumas das motivações principais que discutem por uma proposta, como DCWT.

Adicionalmente, a excelente direcionalidade da função de base de pequenas ondas complexa é um adicional argumento para seu uso.

Uma discussão detalhada da DOWT em comparação com as outras transformadas de onda para uso no processamento sísmico é disponível na publicação de Yu e Whitcombe (istoé,Yu,Z.eD.

Whitcombe, 2008, Seismic noise attenuation using 2D complex wavelet transform. 70th Annual meeting, EAGE, Resmo expan- dido, HO1), cuja exposição é incorporada aqui para referência como se fosse totalmente exposta neste ponto.

Filtro de Adaptação de Atributo Local Retornando agora para uma discussão detalhada da meto- dologia preferida, uma implementação preferida da presente invenção, que executa adaptação de DCWT de um conjunto de dados de entrada de 2D (d(t,x))ox 3D (d(t, x, y)) prossegue ao longo das linhas expostas na Figura 5 e 7. Como é indicado nessas Figuras, a implementação preferi-

: 25/32 da com 2D dados sísmicos (a Figura 5) utiliza uma transformação de 2D DCWT, ao passo que a preferida implementação de dados de 3D (a Figura 7) utiliza uma transformação de DCWT de 3D, isto é: Z(t,X, y,s,0,ri) = SDCWT(d(t,x,X)), onde Z torna-se um arranjo de coeficiente de SD (tL, x, v, 8, o, rf) depois de DCWT de 3D do dado de entrada d(t,x,y), em que t, xe y são três vetores de coordenada, respectivamente, onde 5 é um vetor de escala, onde o é um vetor de orientação, e onde ri é um vetor que con- tém ou um componente real ou um imaginário, dependendo do contex- to, No espaço em 3D, a orientação é iso-superfície. Populando o vetor de orientação o com pelo menos 6 elementos (por exemplo, + 75, +45, t 15 graus) em cada escala para 3D DCWT geralmente provê boa direcionali- dade e é preferido. Em 3D, isto é manifestado como planos orientados. A variação geralmente suave em amplitude para cada orientação provi- da por este arranjo sugere que a DCWT tem a desejada propriedade invariante de translação. Esta propriedade é preferida como uma ma- neira de minimizar artefatos de processamento potenciais, enquanto realiza a operação nos coeficientes. A transformação preferida automa- ticamente computa a imersão local, frequência local e número de onda, e fase local, de uma maneira adaptiva e eficiente. Finalmente, a suave variação em amplitudes que foram observadas pelos presentes invento- res, em conexão com computação os precedentes, sugere que DCWT supera os artefatos de verificador de bordo do DWT.

A Figura 5 contém uma lógica de operação preferida apro- —priada para o uso com uma implementação de 2D da presente invenção. A implementação de 3D implementação (figura 7) será discutida simul- taneamente, uma vez que as duas propostas são estreitamente relacio- nadas. Preferivelmente, e como foi descrito previamente, a presente invenção será aplicada a dados de OBS que contém tanto registros de sinal de geofone (Z) quanto de hidrofone (P) da mesma fonte. No arranjo

. 26/32 preferido, o processamento de adaptação será feito no domínio de atributo local, com a resposta final sendo obtida via uma transformada inversa da 3D DCWT dos coeficientes de componente Z filtrados.

Como primeiras etapas preferidas 505 e 510 (ou, 705 e 710), a presente invenção irá preferivelmente acessar um sinal “P” e um sinal “Z” que registram a mesma ativação de fonte no mesmo local. Esta preferência obviamente faz sentido para conjuntos de dados de OBS e alguns 4D. Nesses casos, os conjuntos de dados que devem ser adap- tados potencialmente têm traços que foram obtidos no mesmo local,, assim, eles compartilham as mesmas coordenadas (x, y). Naturalmente, esta afirmação pode ser pelo menos algo imprecisa no caso de um levantamento de 4D onde os subsequentes locais de disparo e receptor diferem a partir do levantamento de base. Naqueles tipos de casos, seria certamente ser possível interpolar ou extrapolar a partir dos dados de traço atuais para criar dois conjuntos de dados que têm locais de receptor em comum. Todavia, mais geralmente, isto não é atualmente requerido e, assim, a presente invenção é bem adequada para adaptar dois conjuntos de dados que foram coletados em diferentes locais em tempos diferentes, de modo a incluir casos onde os dois conjuntos de dados que são comparados poderiam somente incluir uma porção dos dados registrados (por exemplo, se um único refletor ou uma limitada janela no tempo foi o objeto da adaptação). Assim, na discussão que segue será assumido que algum sistema de coordenada em comum para os dois conjuntos de dados foi determinado ou criado, em que as coordenadas (x, y) dos traços adaptados são pelo menos aproximada- mente iguais.

Em seguida, ambos os conjuntos de dados serão transfor- mados à frente para o domínio DCWT de acordo com os métodos bem conhecidos para aqueles de conhecimento comum na técnica (etapas 515 e S20, que correspondem às etapas 715 e 720 para os dados de

: 27/32 3D).

Como uma etapa preferida de texto e continuando com o exemplo de OBS corrente, uma operação de adaptação 525 será preferi- velmente realizada no domínio (t,x, s,0,ri) (ou (t,x,y,0,S,ri) no domínio de 3D,etapa725). Uma vez que no caso típico de OBS o hidrofone é consi- derado estar livre de ruído de cisalhamento disperso, os componentes de amplitude Z e P serão adaptados, embora preservando a fase dos dados Z. Uma razão pela qual esta proposta é favorecida é que ela torna possível manter o rastreamento da fase de sinal de Z original, de forma quea soma PZ e diferença PZ podem ser calculadas corretamente. Para os coeficientes diferentes de zero do conjunto de dados transformado Z(tX,Y,S,0,ri) que é baseado em dados sísmicos de 3D, a operação de adaptação no domínio de DCWT será definida como: Z(6X,Y,8,0,7]) = Z(tX,y,8,0,ri)* | P(tx,X,s,0,ri) | *Envp(tx,y,s,0), onde 1 Envp(t,x,»,5,0)= à. Z(t,X,X,5,0,real)º + Z(1,x,7,5,0,imaginary)º e onde Z' é a versão filtrada de Z; Envp é um fator de escala de envoltório calculado de acordo com a equação apresentada acima; Z e P são a amplitude de 3D DCWT dos dados de geofone (Z) e os dados de pressão (P) respectivamente; e onde WP(t, x, y, s, o, ri)| é o valor absolu- to do coeficiente de P (etapa 725 da Figura 7). Uma similar equação é utilizada quando os conjuntos de dados são 2D (etapa 525 da Figura 5). Naturalmente, se dois diferentes levantamentos terrestres (ou marinhos) devam ser adaptados, a equações se tornam: Z(LXY,S,0,ri)=Z1(t,X,y,8,0,ri)* [Z2(tXx,X,s,0,ri) | “Envp(tX,y,s,0) onde

. 28/32 Envp(t,x,y,5,0)= : .

À ZIU, x,X/,5,0, real)? PLIQADSO, imaginary)º onde Z1() representa traços a partir do primeiro levantamento que devem ser adaptados a traços a partir do segundo levantamento, Z2(.).

Deve ser notado que a equação que define Z'(t,X,Y,S,0,ri) a- Ss cimaê atualmente um enlace sobre 6 dimensões (/, x, y, S, 0, ri) para cada coeficiente. A operação representada pelas equações acima será diferente se uma diferente transformada e/ou função de peso (Envp(.)) são usadas. Finalmente, na modalidade preferida, o conjunto de dados adaptado no domínio de DCWT será inversamente filtrado por DOCWT (etapas 535 e 735) e inscritos para a saída (etapas 540 e 740), produ- zindo, assim, um conjunto de dados sísmicos adaptado. Em uma modalidade, números específicos de traços sísmi- cos são selecionados ou determinados, que serão lidos para ser usados como entrada na operação DCWT (por exemplo, um número selecionado de traços). Preferivelmente, pelo menos 16 traços são lidos a partir de cada conjunto de dados sísmicos. Isto é porque cada escolha de fator de escala cria uma amostragem para baixo por um fator de 2 e, preferivel- mente, pelo menos dois diferentes fatores de escala serão usados. Sendo dito isto, aqueles de conhecimento comum na técnica reconhece- rão que a escolha dos números determinados de traços sísmicos que devem ser usados como entrada é uma decisão de projeto que está bem dentro das capacidades de uma pessoa com conhecimento comum na técnica de produção. Assim, no texto que segue será entendido que o número de traços que devem ser processados via o presente método será escolhido de forma que existam pelo menos suficientes traços para permitir computação do associado DCWT, qualquer que seja o número de traços.

. 29/32 Como é indicado acima, as equações prévias se aplicam com a mesma validade a dados de não OBS. No caso onde os dados que devem ser adaptados se originam a partir de diferentes levantamen- tos sísmicos (para incluir tanto levantamentos na terra e/ou levanta- mentos marinhos), a equação prévia pode ser modificada por substitui- ção dos dados “P” pelos dados de geofone ou hidrofone a partir do outro levantamento, como é mostrado acima. Em um caso onde os dados são coletados a partir de locais completamente diferentes, uma adaptação arbitrária entre traços nos levantamentos diferentes pode ser estabele- cidaea presente equação calculada como indicado.

Com relação à escolha e uma função de onda / de base par- ticular, apropriada para o uso com a presente invenção, existem muitas ondas que poderiam potencialmente ser usadas. Sendo dito isto, na modalidade preferida, a onda escolhida para uso na transformada deve (a) produzir uma transformação completamente inversível (por exemplo, as funções de base devem se sobrepor nos domínios de frequência e número de onda de forma que as porções do sinal sobrepostas se cancelam durante a computação de transformada inversa); (b) ser analítica (isto é, sua resposta de frequência deve ser pelo menos apro- ximadamente de lado único); (c) ter uma fase que é pelo menos aproxi- madamente linear; (d) ser ortogonal (isto é, produzir uma base ortogonal ou orto normal); e, (e) satisfazer a condição de par de transformada de Hilbert. Com base nesses critérios, aqueles de conhecimento comum na técnica serão capazes de selecionar a partir de inúmeras ondas para escolher uma que origina resultados aceitáveis para um conjunto particular de dados sísmicos.

Ainda, na modalidade preferida, a escala de pequenas on- das (como este termo é conhecido e entendido por aqueles de conheci- mento comum na arte) será escolhida para ser 3 ou 4. Naturalmente, esses são apenas valores sugeridos e qualquer número de valores

- 80/32 alternativos poderia ser possível de ser usado, ao invés daqueles, de- pendendo das circunstâncias. Aqueles de conhecimento comum na técnica irão facilmente ser capazes de selecionar valores para este parâmetro, dependendo das circunstâncias.

Uma vez quando os dados foram adaptados, eles serão en- tão muito mais úteis na exploração sísmica. Por exemplo, onde proprie- dades sísmicas na terra e propriedades sísmicas no mar foram adapta- das, uma variação de refletor que foi identificada nos dados de terra será provavelmente ser reconhecida e, assim, pode ser seguida, quando em um adjacente levantamento marinho. Embora a invenção exposta aqui tenha sido amplamente discutida em termos de traços sísmicos a partir de sistemas de OBS, isto foi feito somente para finalidades de especificidade e não com a intenção de limitar a presente invenção à operação em somente este tipo de dados. Dentro do texto desta exposição, os termos traço sísmico e coleta sísmica são destinados a serem usados no sentido o mais amplo possível, e eles são pretendidos que sejam aplicados a traços convencionais de 2D e 3D traços e grupos de CMP, bem como em outros tipos de grupos que poderiam incluir, sem limitação, grupos de CRP, grupos de CCP (isto é, grupos de “ponto de conversão comum”), grupos de CACP (“ponto de conversão assintótico comum”), grupos de desloca- mento comum, grupos de disparo / receptor em comum etc., o aspecto mais importante de um “grupo” sendo que ele representa uma coleção de traços sísmicos não empilhados a partir de ou um levantamento de 2D oude 3D, organizado de acordo com algum campo ou outro parâ- metro. Ainda, a presente invenção é igualmente aplicável a dados sísmicos empilhados e não empilhados, embora o uso de dados não empilhados irá produzir tipicamente melhores resultados.

. 31/32 Embora a presente exposição tenha focado sobre o uso de DCWT, aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que outras transformações locais poderiam ser usadas, ao invés daquela. Por exemplo, transformada de pequenas cristas, transformada de pequenas curvas, uma transformada de pequeno feixe e qualquer transformada de local multidimensional poderia ser usadas em lugar da DCWT discutida aqui. Para finalidades das reivindicações que seguem, o termo DCWT deve ser entendido o mais amplamente para incluir cada uma das precedentes.

Embora a DCWT o método preferido de implementar a pre- sente invenção, outras CWTs de árvore não dupla (por exemplo, trans- formadas de onda complexas reais etc.) poderiam também ser usadas.

Finalmente, na discussão prévia, a linguagem foi expressa em termos de operações de processamento realizadas em dados sísmi- cos convencionais. Todavia, é entendido por aqueles especializados na técnica que a invenção aqui descrita poderia ser aplicada vantajosa- mente em outras áreas de objeto, e usada para localizar outros minerais de subsuperfície além de hidrocarbonetos. Somente a título de exemplo, a mesma proposta descrita aqui poderia potencialmente ser usada para processar e/ou analisar dados sísmicos multicomponentes, dados de onda de cisalhamento, dados de modo convertido, dados de levanta- mento de poço transversal, perfilações sônicas de forma de onda global, radar de penetração no solo, CSEM (dados eletromagnéticos de fonte controlada) / t-CSEM (dados eletromagnéticos de fonte controlada transiente), qualquer técnica de aquisição que registra dados de campo de onda, ou simulações digitais à base de modelo de qualquer um dos precedentes. Adicionalmente, os métodos reivindicados daqui em diante podem ser aplicados em versões matematicamente transformadas desses mesmos dados traços, incluindo, por exemplo: traços de dados filtrados, traços de dados migrados, traços de dados transformados por

.: 32/32 Fourier de domínio de frequência; transformações por transformadas ortonormais discretas; traços de dados de fase instantânea, traços de dados de frequência instantânea, traços de quadratura, traços analíti- cos; etc. Em suma, o processo exposto aqui pode potencialmente ser —aplicadoa uma ampla variedade de tipos de séries de tempo geofísicas, mas ele é preferivelmente aplicado a uma coleção de séries de tempo relacionadas espacialmente. Assim, quando o termo “dados sísmicos” é aqui usado, este termo deve ser amplamente interpretado para potenci- almente incluir dados coletados a partir de qualquer das fontes prece- dentes e/ou combinações das mesmas.

Embora o dispositivo inventivo tenha sido descrito e ilus- trado aqui por referência a certas modalidades preferidas em relação aos desenhos anexos, várias alterações e outras modificações, à parte daquelas mostradas ou sugeridas aqui, podem ser feitas aqui por aqueles especializados na técnica, sem fugir do espírito do conceito inventivo, cujo escopo deve ser determinado pelas Reivindicações que se seguem.

Claims (1)

1. . 1/8 “Métodos de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predeterminado da Terra” Reivindicações 1 - Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, contendo características estruturais e estratigráficas de subsuperfície propícias à geração, migração, acumulação ou presença de hidrocarbonetos, em que é provido um levantamento de OBS con- tendo uma pluralidade de traços sísmicos de componente P e uma Pluralidade de traços sísmicos de componente Z, caracterizado por que compreende as etapas de: a. acessar o dito levantamento de OBS; b. ler pelo menos dezesseis da dita pluralidade de traços Ssísmicos de componente P; c. ler pelo menos dezesseis da dita pluralidade de traços

   15. sísmicos de componente Z; d. calcular uma DCWT à frente na dita leitura pelo menos dezesseis traços sísmicos de componente P, formando, assim, um conjunto de dados de DCWT P; e. calcular uma DCWT à frente na dita leitura pelo menos dezesseis traços sísmicos de componente Z, formando, assim, um conjunto de dados DCWT Z; f. adaptar o dito conjunto de dados DCWT Z ao dito conjun- to de dados DCWT P para produzir um conjunto de dados de DOWT adaptado; g. calcular uma DCWT inversa no dito conjunto de dados

   . 2/8 DCWT para produzir pelo menos dezesseis traços sísmicos adaptados; e, h. usar os ditos pelo menos dezesseis traços sísmicos adap- tados na exploração sísmica para os hidrocarbonetos de subsuperfície —dentrodo dito predeterminado volume da terra.

   2 - Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que a dita DCWT à frente compreende uma DCWTYT de 3D à frente ea dita DCWT inversa compreende uma DCWT de 3D inversa.

   3- Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que etapa (f) compreende a etapa de: (f1) adaptar o dito conjunto de dados DCWT Z ao dito con- junto de dados DCWT P para produzir um conjunto de dados de DOWT adaptado por cálculo da quantidade Z (1,X,X,S,0,ri) = Z(tX,Y,S,0,ri)* | P(t,X,XY,S,0,ri) | *Envp(t,x,y,S,o), onde = 1 Envp(t,Xx,y,5,0)= 3 = Y Z(1L,Xx,y,5,0,real)É + Z(1,x, y,5,0,imaginary) e onde Z(LX,Y,S,0,ri) é o dito conjunto de dados adaptado DCWT, Z(LX,Y,S,0,ri) é o dito conjunto de dados DCWT Z, P(t,X,X,S,0,ri) é o dito d conjunto de dados DCWT P,

   t é tempo, x é um vetor de coordenada X associado com os ditos pelo menos dezesseis traços de componente Z, y é um vetor de coordenada Y associado com os ditos pelo menos dezesseis traços de componente Z, o é um vetor de orientação, s é um vetor de escala, e, ri é um vetor que contém ou um componente real ou um componente imaginário, dependendo do contexto.

   4- Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, de acordo com a Reivindicação 3, caracterizado por que o dito vetor de orientação tem seis elementos compreendendo 75 graus, 45 graus, 15 graus, -75 graus, -45 graus e -15 graus. 5 - Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, contendo características estruturais e estratigráficas de subsuperfície propícias à geração, migração, acumulação ou presença de hidrocarbonetos, caracterizado por que são providos dois levanta- mentos sísmicos, tendo cada um uma pluralidade de traços sísmicos associados com o mesmo, compreendendo as etapas de: a. acessar um primeiro dos ditos dois levantamentos sísmi- cos; b. ler pelo menos dezesseis da dita pluralidade de traços sísmicos associados com o dito primeiro dos ditos dois levantamentos sísmicos; Cc. acessar um segundo dos ditos dois levantamentos sísmi-

   cos; d. ler pelo menos dezesseis da dita pluralidade de traços sísmicos associados com o dito segundo dos ditos dois levantamentos sísmicos; e. calcular uma DCWT à frente na dita leitura pelo menos dezesseis traços sísmicos a partir do dito primeiro levantamento sísmi- co, formando, assim, um primeiro conjunto de dados de DCWT; f. calcular uma DCWT à frente na dita leitura pelo menos dezesseis traços sísmicos a partir do dito segundo levantamento sísmi- co, formando, assim, um segundo conjunto de dados de DCWT;

   8. adaptar o dito primeiro conjunto de dados DCWT ao dito segundo conjunto de dados de DCWT para produzir um conjunto de dados de DCWT adaptado; h. calcular uma DCWT inversa no dito conjunto de dados adaptado DCWT para produzir pelo menos dezesseis traços sísmicos adaptados; e, i. usar os ditos pelo menos dezesseis traços sísmicos adap- tados na exploração sísmica para os hidrocarbonetos de subsuperfície no dito predeterminado volume da terra.

   6- Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, de acordo com a Reivindicação 5, caracterizado por que a dita DCWT à frente é selecionada a partir de um grupo que consiste numa transformada à frente pequenas curvas, uma transfor- mada à frente de pequenas cristas e uma transformada à frente de pequenos cisalhamentos, e, a dita DCWT inversa é selecionada a partir de um correspondente grupo consistindo numa transformada de pe- quenas curvas inversa, uma transformada de pequenas cristas inversa

   . 5/8 e uma transformada de pequenos cisalhamentos inversa. 7 - Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, de acordo com a Reivindicação 5, caracterizado por que etapa (g) compreende a etapa de:

   (g1) adaptar o dito primeiro conjunto de dados DCWT e o di- to segundo conjunto de dados de DCWT para produzir um conjunto de dados de DCWT adaptado usando por cálculo da quantidade

   Z(tX,X,8,0,ri)= ZItX,Y,8,0,ri)* [Z2(t,X,Y,8,0,ri) | “Envp(tx,Y,s,0), onde, 1 Envp(t, x, X,5,0) = pç aaaa————— YZ, x,y, 5,0,real)2 + ZI(t,x,X,5,0,imaginary)º e onde Z(tX,y,S,0,ri) é o dito conjunto de dados adaptado DCWT, ZIULX,Y,S,0,ri) é o dito primeiro conjunto de dados DCWT, Z2(t,X,y,S,0,ri) é o dito segundo conjunto de dados DCWT, té tempo, x é um vetor de coordenada X associado com os ditos pelo menos dezesseis primeiros traços de levantamento sísmico, y é um vetor de coordenada Y associado com os ditos pelo menos dezesseis primeiros traços de DCWT de levantamento sísmico, o é um vetor de orientação,

   . 6/8 s é um vetor de escala, e, ri é um vetor que contém ou um componente real ou um imaginário dependendo do contexto. 8 - Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, de acordo com a Reivindicação 5, caracterizado por que um primeiro dos ditos dois levantamentos sísmicos é a Componente Z de uma levantamento de OBS e em que um segundo dos ditos dois levantamentos sísmicos é um componente P do dito levantamento de OBS.

   9-Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predetermi- nado da Terra, contendo características estruturais e estratigráficas de subsuperfiície propícias à geração, migração, acumulação ou presença de hidrocarbonetos, caracterizado por que são providos dois levanta- mentos sísmicos, cada um tendo uma pluralidade de traços sísmicos associados com os mesmos, compreendendo as etapas de: a. determinar um número selecionado de traços de entrada a serem lidos; b. acessar um primeiro dos ditos dois levantamentos sísmi- Cos; c. ler pelo menos o dito número selecionado de traços de entrada a partir de dita pluralidade de traços sísmicos associados com o dito primeiro dos ditos dois levantamentos sísmicos; d. acessar um segundo dos ditos dois levantamentos sísmi- cos; e. ler pelo menos o dito número selecionado de traços de entrada a partir de da dita pluralidade de traços sísmicos associados

   . 7/8 com o dito segundo dos ditos dois levantamentos sísmicos;

   f. calcular uma DCWT à frente nos ditos traços de entrada lidos a partir do dito primeiro levantamento sísmico, formando, assim, um primeiro conjunto de dados de DCWT;

   g. calcular uma DCWT à frente nos ditos traços de entrada lidos a partir do dito segundo levantamento sísmico, formando, assim, um segundo conjunto de dados de DCWT;

   h. adaptar o dito primeiro conjunto de dados DCWT ao dito segundo conjunto de dados de DCWT para produzir um conjunto de dados de DCWT adaptado;

   i. calcular uma DCWT inversa no dito conjunto de dados adaptado DCWT para produzir uma pluralidade de traços sísmicos adaptados; e,

   j. usando os ditos pelo menos dezesseis traços sísmicos a-

   daptados na exploração sísmica para os hidrocarbonetos de subsuperfi- cie dentro do dito predeterminado volume da terra. 10 - Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predeter- minado da Terra, de acordo com a Reivindicação 9, caracterizado por que um primeiro dos ditos dois levantamentos sísmicos é uma compo- nenteZ de uma levantamento de OBS e em que um segundo dos ditos dois levantamentos sísmicos é um componente P de dito levantamento de OBS. 11 - Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predeter- minado da Terra, de acordo com a Reivindicação 9, caracterizado por queo dito selecionado número de traços de entrada a serem lidos é 16 traços de entrada a serem lidos.

   R 8/8 12 - Método de Exploração Geofisica Dentro de Volume Predeter- minado da Terra, de acordo com a Reivindicação 9, caracterizado por que a dita DCWT à frente é selecionada à partir de um grupo que consiste numa transformada à frente de pequenas curvas, uma trans- formada à frente de pequenas cristas e uma transformada à frente de pequenos cisalhamentos e a dita DCWT inversa é selecionada a partir de um correspondente grupo que consiste numa transformada de pequenas curvas inversa, uma transformada de pequenas cristas inversa e uma transformada de pequenos cisalhamentos inversa.

   13- Método de Exploração Geofísica Dentro de Volume Predeter- minado da Terra, de acordo com a Reivindicação 9, caracterizado por que o dito selecionado número de traços de entrada a serem lidos é um número de traços de entrada suficientes para calcular a dita DOWT à frente de etapa (f).