BR112013017762B1 - métodos e sistema para exploração sísmica e para fazer levantamento sísmico de fontes mistas sobre região da subsuperfície, para aquisição sísmica com fontes simultâneas e para exploração sísmica - Google Patents

Abstract

Métodos Para Exploração Sísmica E Para Fazer Levantamento Sísmico De Fontes Mistas Sobre Região Da Subsuperfície, Para Aquisição Sísmica Com Fontes Simultâneas E Para Exploração Sísmica E Sistema Sísmico. De acordo com uma concretização da presente invenção, propõe-se um método para coletar um levantamento sísmico de fonte mista que utiliza uma nova abordagem para determinar uma separação aleatória no tempo entre disparos sucessivos. A separação aleatória no tempo pode ser derivada, em algumas concretizações, de uma distribuição de números uniformemente distribuídos em que (Tau) = 1/(2f), onde (Tau) é a meia-largura da distribuição uniforme e f é a menor frequência de interesse no levantamento.

Description

RELATÓRIO DESCRITIVO Caso Relacionado

[0001] O presente Pedido reivindica o benefício do Pedido Provisório de Patente US de no de série 61/431.943, depositado no dia 12 de janeiro de 2011 e incorpora o referido Pedido por referência a esta revelação como se exposto na íntegra neste ponto.

Campo Técnico

[0002] Em termos gerais, a presente invenção refere-se ao campo da exploração sísmica e, mais especificamente, a métodos para estimar sinais sísmicos e outros sinais representativos da subsuperfície.

Antecedentes da Invenção

[0003] Um levantamento sísmico representa uma tentativa de retratar ou mapear a subsuperfície da terra enviando energia sonora ao solo e registrando os “ecos” que voltam das camadas rochosas subjacentes. A fonte da energia sonora descendente pode vir, por exemplo, de explosões ou vibradores sísmicos, em terra, ou de armas de ar comprimido, em ambientes marítimos. Durante um levantamento sísmico, posiciona-se a fonte de energia em vários locais próximos à superfície da terra sobre uma estrutura geológica de interesse. Toda vez que a fonte é ativada, ela gera um sinal sísmico que descende através da terra, reflete e, quando volta, é registrado em um grande número de locais na superfície. Em seguida, reúnem-se várias combinações de fonte/registro para criar um perfil quase contínuo da subsuperfície, o qual pode se estender por várias milhas. Em um levantamento sísmico bidimensional (2D), os locais de registro são geralmente dispostos ao longo de uma única linha, ao passo que, em um levantamento tridimensional (3D), os locais de registro são distribuídos em grade ao longo da superfície. A grosso modo, pode-se pensar em uma linha sísmica 2D como uma imagem em corte transversal (fatia vertical) das camadas da terra tal como se encontram diretamente sob os locais de registro. Um levantamento 3D produz um “cubo” ou volume de dados que é, ao menos conceitualmente, uma imagem 3D da subsuperfície que jaz abaixo da área do levantamento. Na verdade, contudo, ambos os levantamentos 2D e 3D apuram algum volume de terra subjacente à área coberta pelo levantamento. Por fim, um levantamento time-lapse (também conhecido como levantamento 4D) é aquele feito sobre o mesmo alvo na subsuperfície em dois ou mais momentos distintos. Isso pode ser feito por diversos motivos, mas, geralmente, serve para medir mudanças na reflexibilidade da subsuperfície com o tempo, as quais podem ser causadas, por exemplo, pelo avanço de uma inundação por chamas, pelo deslocamento de gás/petróleo ou pelo contato com petróleo/água etc. Evidentemente, ao comparar imagens sucessivas da subsuperfície, quaisquer mudanças observadas (levando-se em conta diferenças nas características das fontes, nos receptores, nos gravadores, nas condições de ruído ambiente etc.) podem ser atribuídas ao avanço dos processos em andamento na subsuperfície.

[0004] Um levantamento sísmico é composto por um altíssimo número de registros ou traços sísmicos individuais. Em um levantamento 2D típico, geralmente há várias dezenas de milhares de traços, ao passo que, em um levantamento 3D, o número de traços individuais pode chegar a vários milhões. O capítulo 1, páginas de 9 a 89, da obra “Seismic Data Processing”, de Ozdogan Yilmaz, Society of Exploration Geophysicists, 1987, contém informações gerais com referência ao processamento 2D convencional e sua exposição incorpora-se a este documento por referência. Informações de plano de fundo gerais com referência à aquisição e ao processamento de dados 3D podem ser encontradas no capítulo 6, páginas de 384 a 427, de Yilmaz, cuja exposição também se incorpora ao presente documento por referência.

[0005] Um traço sísmico é um registro digital da energia acústica refletida pelas inomogeneidades ou descontinuidades na subsuperfície; um reflexo parcial ocorrendo toda vez que há uma mudança nas propriedades elásticas dos materiais na subsuperfície. Geralmente, as amostras digitais são adquiridas em intervalos de 0,002 segundos (2 milissegundos ou “ms”), embora intervalos de amostragem de 4 milissegundos e 1 milissegundo também sejam comuns. Cada amostra individual em um traço sísmico digital convencional é associada a um tempo de percurso e, no caso de energia refletida, um tempo de percurso bilateral, da fonte ao refletor e de volta à superfície, contanto, é claro, que a fonte e o receptor estejam ambos localizados na superfície. Na prática, muitas variações do esquema convencional fonte- receptor são adotadas, por exemplo, levantamentos de VSP (perfil sísmico vertical), levantamentos do fundo do oceano etc. Ademais, a localização na superfície de cada traço em um levantamento sísmico é acompanhada com cautela e, geralmente, constitui parte do traço em si (como parte das informações de cabeçalho do traço). Isso permite, mais tarde, correlacionar as informações sísmicas contidas nos traços às localizações específicas na superfície e na subsuperfície, proporcionando assim um meio de lançar e construir dados sísmicos (e atributos extraídos destes) de modo a gerar um mapa (isto é, “mapear”).

[0006] Os dados em um levantamento 3D são passíveis de visualização de diversas maneiras diferentes. Antes de tudo, é possível extrair “fatias de tempo constante” horizontais a partir de um volume sísmico empilhado ou não-empilhado coletando-se todas as amostras digitais que ocorrem no mesmo tempo de percurso. Essa operação resulta em um plano 2D horizontal dos dados sísmicos. Ao animar uma série de planos 2D, o intérprete é capaz de se deslocar através do volume, dando a impressão de que várias camadas sucessivas estão sendo despidas, a fim de visualizar informações subjacentes. À semelhança, um plano vertical de dados sísmicos pode ser extraído de um azimute arbitrário através do volume coletando-se e exibindo-se os traços sísmicos subjacentes ao longo de uma linha específica. Essa operação, na prática, extrai uma linha sísmica 2D individual de dentro do volume de dados 3D. Vale salientar ainda que é possível pensar em um conjunto de dados 3D como que composto por um conjunto de dados 5D que foram reduzidos quanto à dimensionabilidade ao empilhá-los em uma imagem 3D. As dimensões costumam ser tempo (ou profundidade “z”), “x” (ou seja, norte-sul), “y” (ou seja, leste-oeste), desvio fonte-receptor na direção x e desvio fonte-receptor na direção y. Embora os exemplos neste documento concentrem-se nos casos 2D e 3D, a extensão do processo a quatro ou cinco dimensões é evidente.

[0007] Dados sísmicos devidamente adquiridos e processados podem proporcionar uma diversidade de informações ao explorador, funcionário de uma petrolífera cuja função consiste em localizar possíveis sítios de perfuração. Por exemplo, um perfil sísmico dá ao explorador uma visão ampla da estrutura das camadas rochosas na subsuperfície e geralmente revela características importantes quanto ao aprisionamento e depósito de hidrocarbonetos como falhas, dobras, anticlinos, inconformidades e domos e bancos de sal na subsuperfície, entre muitos outros. Durante o processamento dos dados sísmicos em computador, geram-se rotineiramente estimativas da velocidade das rochas na subsuperfície e detectam-se e exibem-se inomogeneidades. Em alguns casos, os dados sísmicos podem ser usados para estimar diretamente a porosidade das rochas, a saturação da água e o teor de hidrocarbonetos. Menos obviamente, atributos da forma de onda sísmica, como fase, amplitude de pico, razão pico-vale e vários outros, geralmente podem ser correlacionados empiricamente a ocorrências conhecidas de hidrocarbonetos, e essa correlação aplicada a dados sísmicos coletados sobre novos alvos de exploração.

[0008] Decerto, um problema bem conhecido dos dados sísmicos é que eles podem ser onerosos de adquirir. Deveras, em alguns casos, o custo do levantamento pode determinar se o alvo proposto é economicamente viável ou não. Sendo assim, técnicas que tendam a diminuir o custo desses levantamentos são sempre bem-vindas.

[0009] O disparo espaçado de duas ou mais fontes é visto como uma estratégia para diminuir o custo da aquisição de dados sísmicos. O conceito básico por trás dessa abordagem consiste em usar uma linha ou camada receptora e ativar várias fontes em sequência ou ao mesmo tempo durante um único período de registro. Dessa forma, é possível combinar os reflexos da subsuperfície em razão de um estímulo de fonte anterior a reflexos posteriores, isto é, obtém-se um levantamento de “fonte mista”. Observe-se que isto representa um total afastamento das técnicas de levantamento convencionais, em que jamais se permitiria que os reflexos da subsuperfície de uma fonte sobrepusessem os reflexos de outra.

[0010] Embora a abordagem de fonte mista tenha potencial para diminuir drasticamente o tempo em campo, diminuindo assim o custo do levantamento na mesma proporção, um problema evidente é que pode ser difícil de separar os disparos individuais posteriormente. Em outras palavras, a profundidade de cada refletor é de suma importância na interpretação dos dados sísmicos. Em termos gerais, determina-se a profundidade de um refletor pelo tempo de percurso sísmico bilateral. Portanto, em um levantamento com várias fontes, é de suma prioridade determinar qual dos reflexos da subsuperfície observados associa-se a cada fonte, do contrário, não é possível determinar seu tempo de percurso bilateral com segurança.

[0011] Além dos levantamentos de fonte mista planejados, em alguns casos, registros de várias fontes não-planejados podem ser adquiridos. Por exemplo, em áreas de intensa atividade de exploração, pode haver várias equipes disparando na mesma área geral. Isso pode ser de preocupação particular em áreas marítimas, onde várias embarcações sísmicas podem estar ativas ao mesmo tempo. Tradicionalmente, quando um registro sísmico contém energia de uma fonte de terceiros, tenta-se silenciar a parte do sinal que contém a fonte indesejada para que ela não se espalhe a registros adjacentes por meio de algoritmos de processamento multitraço como migração. No entanto, esse silenciamento elimina tanto o ruído interferente quanto reflexos úteis que podem ocorrer no mesmo tempo de reflexão ou próximo a ele. Embora saiba-se como tentar substituir as regiões silenciadas pela interpolação a partir de dados não-silenciados, esta é, na melhor das hipóteses, uma aproximação dos dados perdidos.

[0012] A separação de dois ou mais disparos de um único registro sísmico é previsivelmente problemática. A temporização dos disparos durante a aquisição vem demonstrando certo potencial em termos de melhorar a separabilidade de disparos adquiridos ao mesmo tempo, o que é especialmente verdade quando o intervalo de tempo entre disparos sucessivos é ao menos um pouco aleatório. No entanto, essa abordagem não se provou tão útil, ao menos em parte porque até hoje não há uma forma confiável de determinar o quanto de “aleatoriedade” nas separações no tempo produziria um resultado ideal (ou mesmo um bom resultado). Outras melhorias a essa abordagem são claramente necessárias.

[0013] Desde muito tempo, como bem se sabe nos campos da aquisição, processamento e interpretação sísmicos, há a necessidade de um método para separar duas ou mais fontes sísmicas que foram ativadas durante um único registro. Logo, deve-se reconhecer, agora, que existe, e já faz algum tempo, uma necessidade palpável por um método para o processamento de dados sísmicos que trate dos problemas descritos acima e os solucione.

[0014] Antes de prosseguir à descrição da presente invenção, porém, vale salientar e lembrar que a descrição da invenção a seguir, junto com os desenhos anexos, não deve ser interpretada de modo a limitar a invenção aos exemplos (ou às concretizações) ilustrados e descritos. Assim o é, pois os versados na técnica à qual a invenção concerne serão capazes de deduzir outras formas da presente invenção dentro do âmbito das Reivindicações apensas.

Sumário da Invenção

[0015] De acordo com um aspecto da presente invenção, propõe-se um sistema e método para operar ao mesmo tempo várias fontes sísmicas durante uma aquisição de tal modo que a separação dos disparos pós- levantamento possa ser realizada mais expeditamente. Em especial, em uma variação, a presente invenção faz uso da medida da menor frequência esperada ou desejada no levantamento para determinar um componente aleatório mínimo aceitável para a separação no tempo entre sucessivas ativações de disparo. Em algumas concretizações, a distribuição das separações no tempo de disparos distribuídos uniformemente é selecionada de modo que T = 1/(2/), em que T é a meia-largura da distribuição uniforme e / é a menor frequência de interesse. Em algumas concretizações, a meia-largura é centrada em torno de zero (ou então inclui zero) de modo que valores tanto positivos quanto negativos sejam potencialmente obtidos. Em outras palavras, a distribuição uniforme pode cobrir somente valores positivos.

[0016] Durante a aquisição e de acordo com uma concretização, estímulos de fonte que ocorrem no mesmo registro podem ser separados por intervalos de tempo aleatórios, em que o intervalo de tempo entre disparos sucessivos corresponde a alguma função do conteúdo de frequência esperado dos dados. Ao adquirir fontes sobrepostas de acordo com as concretizações do método, a energia de disparos praticamente coincidentes é menos propensa a conter energia coerente, fazendo deles mais propensos à separação posterior. Ativando-se os disparos em momentos aleatórios, ao corrigi-los para seus tempos-zero individuais, eles terão sinais coerentes de ponto da fonte a ponto da fonte, ao passo que os disparos interferentes tenderão a ser incoerentes e poderão ser separados, por exemplo, por um processo de inversão. Isso reforça a operação das medidas de coerência no presente processo de separação.

[0017] Sendo assim, em uma concretização, a aplicação do presente método de aquisição proporciona conjuntos de disparos sensatamente limpos que podem ser usados na geração de imagens e na análise pré- empilhamento, como uma análise AVO (Amplitude vs. Desvio).

[0018] A aquisição de dados sísmicos com disparos em que as informações registradas de um disparo sobrepõem outros disparos no tempo tem potencial para diminuir significativamente o tempo (e o custo) para fazer um levantamento sísmico. Essa abordagem também permite intervalos de ponto de disparo mais próximos entre si (por exemplo, durante um levantamento marítimo), o que proporcionaria imagens sísmicas potencialmente melhores que aumentariam as chances de descobrir quantidades economicamente interessantes de petróleo e/ou gás.

[0019] Em uma concretização, um método de exploração sísmica sobre uma região da subsuperfície que contém características estruturais ou estratigráficas propícias à presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos compreende (a) determinar a menor frequência de interesse em um levantamento sísmico de fonte mista. O método também compreende (b) usar a referida menor frequência de interesse para determinar um valor representativo de uma variabilidade de uma distribuição de probabilidade. O método compreende ainda (c) iniciar o registro de ao menos um receptor sísmico posicionado próximo à região da subsuperfície. Ademais, o método compreende (d) ativar uma primeira fonte sísmica. Além disso, o método compreende (e) registrar a primeira fonte sísmica por meio do ao menos um receptor sísmico. O método também compreende (f) determinar um período de tempo aleatório usando a distribuição de probabilidade e a variabilidade determinada. O método compreende também (g) aguardar um período de tempo ao menos aproximadamente igual ao período de tempo aleatório após a ativação da primeira fonte sísmica e, então, ativar uma segunda fonte sísmica. Em aditamento, o método compreende (h) registrar a segunda fonte sísmica por meio do ao menos um receptor sísmico. O método compreende ainda realizar ao menos as etapas de (d) a (h) várias vezes, conduzindo assim um levantamento sísmico de fonte mista; e usar o levantamento sísmico de fonte mista para explorar hidrocarbonetos na região da subsuperfície.

[0020] Em uma concretização, um método para fazer um levantamento sísmico de fonte mista sobre uma região da subsuperfície que contém características estruturais ou estratigráficas propícias à presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos compreende (a) determinar a menor frequência de interesse no levantamento sísmico de fonte mista. O método também compreende (b) usar a menor frequência de interesse para determinar um valor representativo de ao menos um parâmetro de uma distribuição de probabilidade. O método compreende ainda (c) iniciar o registro de ao menos um receptor sísmico situado próximo à região da subsuperfície. Ademais, o método compreende (d) ativar uma primeira fonte sísmica. O método também compreende (e) usar o ao menos um receptor sísmico para registrar um ou mais reflexos decorrentes da ativação da primeira fonte sísmica. Além disso, o método compreende (f) usar a distribuição de probabilidade e o valor representativo de ao menos um parâmetro da distribuição de probabilidade para determinar um retardo. O método compreende ainda (g) aguardar um período de tempo ao menos aproximadamente igual ao retardo após a ativação da primeira fonte sísmica e, então, ativar uma segunda fonte sísmica. O método compreende (h) registrar a segunda fonte sísmica por meio do ao menos um receptor sísmico. Ademais, o método também compreende realizar ao menos as etapas de (d) a (h) várias vezes, conduzindo assim um levantamento sísmico de fonte mista; e usar ao menos parte do levantamento sísmico de fonte mista para explorar hidrocarbonetos na região da subsuperfície.

[0021] Em outra concretização, um método para aquisição sísmica com fontes simultâneas compreende posicionar várias fontes sísmicas próximas a uma ou mais formações subterrâneas. O método compreende ainda determinar uma distribuição pseudoaleatória de intervalos de tempo entre a iniciação de cada fonte sísmica com base na menor frequência de interesse. O método também compreende disparar as fontes sísmica de acordo com a distribuição pseudoaleatória no tempo. Ademais, o método compreende registrar vários sinais sísmicos refletidos por uma ou mais formações subterrâneas; e formar uma imagem visualmente inteligível a partir de qualquer um dos referidos vários sinais sísmicos registrados.

[0022] Ainda noutra concretização, um método de exploração sísmica compreende (a) acessar ao menos parte de um levantamento sísmico de fonte mista realizado sobre uma região da subsuperfície que contém características estruturais e estratigráficas propícias à presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos, em que o levantamento sísmico de fonte mista é realizado ao (1) determinar a menor frequência de interesse no levantamento sísmico de fonte mista; (2) usar a menor frequência de interesse para determinar um valor representativo de uma variabilidade de uma distribuição de probabilidade; (3) iniciar o registro de ao menos um receptor sísmico posicionado próximo à região da subsuperfície; (4) ativar uma primeira fonte sísmica; (5) registrar a primeira fonte sísmica por meio do ao menos um receptor sísmico; (6) determinar um período de tempo aleatório usando a distribuição de probabilidade e a variabilidade determinada; (7) aguardar um período de tempo ao menos aproximadamente igual ao período de tempo aleatório após a ativação da primeira fonte sísmica e, então, ativar uma segunda fonte sísmica; (8) registrar a segunda fonte sísmica por meio do ao menos um receptor sísmico; e (9) realizar ao menos as etapas de (d) a (h) várias vezes, conduzindo assim um levantamento sísmico de fonte mista. O método também compreende (b) usar ao menos parte do levantamento sísmico de fonte mista para explorar hidrocarbonetos na região da subsuperfície.

[0023] Em uma concretização, um sistema sísmico compreende várias fontes sísmicas e um controlador ligado operacionalmente a cada uma delas. O controlador é programado para disparar as fontes sísmicas de acordo com uma distribuição pseudoaleatório de intervalos de tempo entre a iniciação de cada fonte sísmica. A distribuição pseudoaleatória no tempo é selecionada com base na menor frequência de interesse.

[0024] O disposto acima delineou em termos gerais as características mais importantes da invenção revelada neste documento para que se compreenda com mais clareza a descrição detalhada a seguir e para que se aprecie melhor a contribuição do presente inventor para a técnica. A aplicação da presente invenção não se limita aos detalhes de construção nem aos esquemas dos componentes estabelecidos na descrição a seguir ou ilustrados nos desenhos. Em vez disso, o método revelado é suscetível a outras concretizações e pode ser praticado ou realizado de diversas formas não enumeradas especificamente neste documento. Por fim, deve-se compreender que a fraseologia e terminologia usadas neste documento são para fins de descrição, não devendo ser interpretadas como limitantes à invenção, salvo especificação em contrário.

Breve Descrição dos Desenhos

[0025] Outros objetivos e vantagens da invenção transparecerão pela leitura da descrição detalhada a seguir e com referência aos desenhos, dentre os quais:

[0026] A Figura 1 ilustra o ambiente geral das concretizações do método revelado.

[0027] A Figura 2 ilustra uma sequência de processamento sísmico adequada para uso com as concretizações do método.

[0028] A Figura 3 traz um gráfico da resistência à interferência cruzada versus TW para uma frequência simples.

[0029] A Figura 4 traz um gráfico generalizado de T = 1/(2/) que representa os limites de separação em relação à frequência e tau.

[0030] A Figura 5 traz os resultados de uma simulação numérica para determinar a resistência à interferência cruzada em função de t e /. A curva ilustrada na Figura 4 é sobreposta nesta figura. Os resíduos são representados por DB.

[0031] A Figura 6 traz uma vista esquemática em planta de um típico levantamento de fonte mista.

[0032] A Figura 7 ilustra esquematicamente como diferentes disparos podem ser identificados e extraídos do levantamento de fonte mista.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0033] Embora a presente invenção seja passível de concretização em várias formas diferentes, ilustram-se nos desenhos, e descrever-se-ão em detalhes doravante, algumas concretizações dela. Deve-se compreender, contudo, que a presente revelação deve ser considerada como exemplificativa dos princípios da invenção, não tencionando limitar a invenção às concretizações ou algoritmos específicos assim descritos. AMBIENTE GERAL DA INVENÇÃO

[0034] A Figura 1 ilustra o ambiente geral em que as concretizações da presente invenção podem ser tipicamente praticadas. Os exploradores planejam um levantamento sísmico 110 para cobrir uma área de interesse econômico. Os parâmetros de aquisição em campo (por exemplo, espaçamento dos disparos, espaçamento das linhas, dobramento etc.) são selecionados tipicamente junto com esta etapa, embora seja comum modificar os parâmetros de planejamento ideais levemente (ou substancialmente) em campo a fim de acomodá-los às realidades da condução do levantamento.

[0035] Os dados sísmicos (isto é, traços sísmicos) são coletados em campo 120 sobre um alvo na subsuperfície de possível relevância econômica e, então, tipicamente enviados a uma central de processamento 150, onde serão submetidos a vários algoritmos para torná-los mais adequados ao uso na exploração. Em alguns casos, pode haver certo nível de processamento inicial dos dados realizado enquanto estes ainda se encontram em campo, o que está se tornando cada vez mais comum e viável dado o poder de computação hoje disponível às equipes em campo.

[0036] Observe-se que as concretizações do método podem ser praticadas durante a etapa 110 (isto é, durante o planejamento do levantamento) ou durante a aquisição (etapa 120) dependendo de se as separações no tempo entre disparos sucessivos são determinadas no escritório do explorador, em campo ou em uma combinação de ambos.

[0037] Na central de processamento, vários processos preparatórios 130 são tipicamente aplicados aos traços sísmicos para prepará-los para uso pelo explorador. Depois disso, os traços processados são disponibilizados para uso por concretizações do método e podem ser armazenados, a título meramente exemplificativo, em um disco rígido, fita magnética, disco magneto-óptico, disco DVD ou outros meios de armazenamento em massa.

[0038] Os métodos revelados neste documento seriam mais bem implementados na forma de um programa de computador 140 instalado em um computador programável 150 acessível por um intérprete ou processador sísmico. Observe-se que um computador 150 adequado para uso com as concretizações do método inclui tipicamente, além de mainframes, servidores e estações de trabalho, supercomputadores e, em termos mais amplos, um computador ou rede de computadores que viabilizem computações paralelas e massivamente paralelas, onde a carga computacional é distribuída entre dois ou mais processadores. Conforme também ilustra a Figura 1, em um esquema, algum tipo de modelo de área de interesse digitalizada 160 pode ser especificado pelo usuário e inserido como entrada no programa de computador de processamento; no caso de uma seção sísmica 3D, o modelo de área de interesse 160 tipicamente inclui pormenores quanto à extensão lateral e à espessura (que podem ser variáveis e podem ser medidos quanto ao tempo, profundidade, frequência etc.) de um alvo na subsuperfície. Os meios exatos pelos quais essas áreas são criadas, selecionadas, digitalizadas, armazenadas e, mais tarde, lidas durante a execução do programa são irrelevantes à presente invenção e os versados na técnica perceberão que é possível fazê-lo de várias formas.

[0039] Um programa 140 que incorpora concretizações do método pode ser transmitido ao computador que há de executá-lo por meio, por exemplo, de um disquete, disco magnético, fita magnética, disco magneto-óptico, disco óptico, CD-ROM, disco DVD, placa de RAM, cartão de RAM, cartão flash de RAM, chip PROM ou transferido por rede. Em um ambiente de processamento sísmico típico, os métodos da presente invenção fariam parte de um pacote maior de módulos de software desenvolvidos para realizar muitas das etapas de processamento listadas na Figura 2. Após o processamento pelos presentes métodos, os traços resultantes seriam então tipicamente organizados em conjuntos, empilhados e exibidos ou em um monitor de computador em cores de alta resolução 170 ou em forma de cópia rígida, como uma seção ou mapa sísmico impresso 180. Em seguida, o intérprete sísmico utilizaria as imagens exibidas para ajudá-lo a identificar características na subsuperfície propícias à geração, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos.

[0040] Conforme indicou-se acima, as concretizações do método podem, sem a isto se restringir, fazer parte e incorporar-se a uma sequência de processamento sísmico convencional do tipo descrito amplamente na Figura 2. Os versados na técnica perceberão que as etapas de processamento ilustradas na Figura 2 são representativas apenas em linhas gerais dos tipos de processo que podem ser aplicados a esses dados, além da seleção e da ordem das etapas de processamento, e que os algoritmos específicos envolvidos podem variar notadamente dependendo do processador sísmico em questão, da fonte de sinal (dinamite, vibrador, Sosie™, mini-Sosie™ etc.), do local do levantamento dos dados (terra, mar etc.), da empresa que processa os dados etc.

[0041] Como primeira etapa, e conforme a Figura 2 ilustra em linhas gerais, realiza-se um levantamento sísmico 2D ou 3D sobre um volume específico da subsuperfície da terra (etapa 210). Os dados coletados em campo constituem traços sísmicos não-empilhados (isto é, não- somados) que contêm informações digitais representativas do volume da terra subjacente ao levantamento. Quaisquer métodos conhecidos pelos versados na técnica podem ser usados para obter e processar dados em uma forma adequada ao uso por processadores e intérpretes sísmicos. Observe-se que, para fins da presente revelação, o levantamento sísmico “pode ser um levantamento de fonte mista em que reflexos de uma ativação de fonte posterior podem interferir (por exemplo, podem sobrepor ou coincidir) com reflexos de uma ativação de fonte anterior. Após separar os disparos de acordo com a presente invenção, os traços sísmicos não-empilhados decorrentes dessa operação são usados assim como seria qualquer outra coletânea de traços sísmicos.

[0042] O propósito de um levantamento sísmico consiste em adquirir uma coletânea de traços sísmicos espacialmente relacionados sobre um alvo na subsuperfície de alguma possível importância econômica. Dados adequados para análise obtidos pelos métodos revelados neste documento podem consistir, a título meramente ilustrativo, em uma linha sísmica 2D não-empilhada, em uma linha sísmica 2D não- empilhada extraída de um levantamento sísmico 3D ou em uma porção 3D não-empilhada de um levantamento sísmico 3D. A invenção revelada neste documento é mais eficiente quando aplicada a um grupo de traços sísmicos empilhados com uma relação espacial subjacente com alguma outra característica geológica da subsuperfície. Mais uma vez a título meramente ilustrativo, a discussão a seguir será expressa em termos de traços contidos em um levantamento 3D (sejam eles empilhados ou não-empilhados, conforme garante a discussão), embora quaisquer grupos reunidos de traços sísmicos espacialmente relacionados possam ser usados de maneira concebível.

[0043] Após adquirir dados sísmicos (etapa 210), estes são tipicamente conduzidos a uma central de processamento, onde aplicam-se a eles algumas etapas de processamento iniciais ou preparatórias. Conforme ilustra a Figura 2, uma etapa inicial comum 215 é desenvolvida para editar os dados sísmicos de entrada a fim de prepará-los para o processamento subsequente (por exemplo, demultiplexação, recuperação de ganho, formação de ondaletas, remoção de traços de baixa qualidade etc.). A isto pode seguir a especificação da geometria do levantamento (etapa 220) e o armazenamento de um número de disparos/receptores e de um local na superfície como parte do cabeçalho de cada traço sísmico. Depois de especificar a geometria, costuma-se realizar uma análise de velocidade e aplicar uma correção NMO (correção de sobretempo normal) para corrigir cada traço no tempo a fim de compensar os retardos de chegada do sinal causados pelo desvio.

[0044] Em alguns esquemas, o método pode ser usado junto com a etapa de pré-processamento 215, isto é, junto ou no lugar das etapas de formação de ondaletas/correlação Vibroseis®, embora possa certamente ser usado em outra parte dentro desse esquema de processamento generalizado.

[0045] Após concluir o processamento pré-empilhamento inicial, costuma-se condicionar o sinal sísmico nos traços sísmicos não- empilhados antes de criar volumes de dados empilhados (somados) (etapa 230). Na Figura 2, a etapa 230 contém uma típica sequência de processamento “processamento dos sinais/ condicionamento / geração de imagens”, mas os versados na técnica perceberão que muitos processos alternativos podem ser usados no lugar dos listados na figura. Seja como for, o objetivo final por parte do explorador é a produção de um volume sísmico empilhado ou, no caso de dados 2D, de uma linha sísmica empilhada para uso na exploração de hidrocarbonetos na subsuperfície da terra.

[0046] Como a Figura 2 também sugere, qualquer amostra digital dentro de um volume sísmico empilhado é identificada singularmente por um tripleto (X, Y, TEMPO), em que as coordenadas X e Y representam certa posição na superfície da terra e a coordenada tempo mede o tempo de chegada registrado dentro do traço sísmico (etapa 240). Para fins de especificidade, considerar-se-á que a medida X corresponde à direção “em linha” e a medida Y corresponde à direção “em linha transversal”, visto que os termos “em linha” “em linha transversal” são amplamente compreendidos na técnica. Embora o tempo seja a unidade de eixo vertical mais comum, os versados na técnica vislumbram que outras unidades certamente possíveis podem incluir, por exemplo, profundidade ou frequência. Ademais, é possível converter traços sísmicos de uma unidade de eixo (por exemplo, tempo) em outra (por exemplo, profundidade) usando quaisquer técnicas de conversão matemática padrão conhecidas pelos versados na técnica.

[0047] O explorador pode fazer uma interpretação inicial 250 do volume empilhado resultante, na qual localiza e identifica os principais refletores e falhas onde quer que ocorram no conjunto de dados. A isto pode seguir a melhoria adicional 260 dos dados sísmicos empilhados ou não-empilhados e/ou a geração de atributos (etapa 270) a partir destes. Em muitos casos, o explorador revisitará sua interpretação original à luz das informações adicionais obtidas nas etapas de melhoria dos dados e geração de atributos (etapa 280). Como etapa final, o explorador normalmente utiliza informações colhidas dos dados sísmicos junto com outros tipos de dados (levantamentos magnéticos, levantamentos de gravidade, dados LANDSAT, estudos geológicos regionais, registros de poços, núcleos de poços etc.) para localizar características estruturais ou estratigráficas na subsuperfície propícias à geração, ao acúmulo ou à migração de hidrocarbonetos (isto é, geração de prospecto 290).

CONCRETIZAÇÕES DA PRESENTE INVENÇÃO

[0048] Voltando-nos a seguir às Figuras 6 e 7, coleta-se tipicamente um levantamento terrestre de fonte mista, em primeiro lugar, dispondo certo número de receptores 610 em uma configuração 2D sobre um alvo de interesse exploratório. Em algumas concretizações, só pode haver no mínimo ou no máximo vários milhares de receptores 610 no levantamento. Os receptores 610 podem ser conectar por cabos a uma unidade de registro central, fazer uso de transmissão sem fio a esta ou cada receptor pode conter certa quantidade de armazenamento interno de dados onde registrar os sinais sísmicos recebidos por ele. Os versados na técnica estão totalmente familiarizados com esses tipos de variação dos receptores e com como essa abordagem pode ser modificada para um levantamento marítimo.

[0049] Em uma concretização, os receptores 610 registrarão continuamente por um período de tempo prolongado; em algumas variações, os receptores podem registrar por algumas horas, meio dia, um dia inteiro, vários dias, vários meses etc. O registro pode captar ao menos dois estímulos de fonte. Isso difere do levantamento sísmico típico, em que os receptores registram durante apenas alguns segundos após a ativação de uma fonte.

[0050] Durante o período de tempo em que os receptores registram, ativam-se várias fontes sísmicas 620 em diferentes locais dentro da área de levantamento 600. Em uma concretização, utilizam-se duas ou mais fontes. No caso de um levantamento marítimo, é possível usar duas fontes diferentes (geralmente suspensas por duas embarcações diferentes), mas, é claro, isso fica a critério do planejador do levantamento. Ademais, em algumas concretizações, a ativação das fontes pode ser separada no tempo por períodos de tempo aleatórios selecionados de acordo com os métodos discutidos neste documento. Em algumas variações, as fontes podem ser ativadas próximas o suficiente no tempo para que haja alguma sobreposição ou mescla entre os disparos. Ou seja, por exemplo, no caso de um levantamento terrestre em que cada fonte 620 é uma unidade Vibroseis®, espera-se que, em alguns casos, a ativação das fontes seja separada por alguns segundos. Observe-se que a Figura 6 não visa sugerir que cada fonte 620 seja ativada ao mesmo tempo, mas, em vez disso, indica que cada fonte é posicionada em um lugar diferente dentro da área de levantamento 600. Durante alguns levantamentos, é possível usar dez ou mais fontes diferentes. Mais especificamente, é possível usar quinze ou mais fontes; como alternativa, vinte ou mais.

[0051] Quando os dados são adquiridos em um cenário marítimo, os intervalos de tempo entre disparos sucessivos podem ser tipicamente projetados para ser aleatórios. Mais especificamente, certa quantidade de aleatoriedade pode ser introduzida disparando-se na posição (isto é, ativando a fonte quando a embarcação chega a uma posição predeterminada), visto que o tempo exato de chegada a um ponto de disparo é ao menos um pouco aleatório. No entanto, esta pode não ser a forma mais confiável de introduzir aleatoriedade aos tempos de ativação porque a velocidade da embarcação tende a ser relativamente constante e os pontos de disparo são tipicamente espaçados de maneira uniforme. Isto posto, o disparo exclusivamente na posição pode introduzir aleatoriedade o suficiente quando a distância entre os pontos de disparo for grande. Conforme explicar-se-á em mais detalhes abaixo, e de acordo com uma variação da presente invenção, algum parâmetro associado à distribuição, pelo qual a aleatoriedade é introduzida na temporização dos disparos, pode ser controlado pela menor frequência de interesse no levantamento, e a variação esperada dos disparos a partir de um intervalo regular deve ser ao menos um ou mais desses comprimentos de onda. Sendo assim, se a menor frequência de interesse produzir uma onda sísmica da ordem de 200 ms de comprimento, a separação no tempo dos disparos pode ser uma constante mais algum valor aleatório que pode ser, mais uma vez, da ordem de 200 ms ou mais.

[0052] Em algumas concretizações, posições e tempos de disparo espaçados aleatoriamente podem ser programados com a embarcação de disparo acelerando ou desacelerando de acordo com o necessário para estar no local selecionado no tempo indicado. Em outras concretizações, a embarcação pode disparar na posição com os tempos de disparo sendo monitorados visando a aleatoriedade. Neste cenário, a embarcação pode se aproximar de uma posição indicada e, então, em vez de disparar exatamente na posição, pode adicionar ou subtrair algum tempo (por exemplo, um ajuste de tempo gerado aleatoriamente) do tempo de chegada previsto para que dispare intencionalmente um pouco mais cedo ou mais tarde. O ajuste de tempo pode ser selecionado para garantir que a distribuição dos tempos de disparo seja ao menos aproximadamente aleatória. Além disso, o diferencial aleatório pode ser selecionado de modo que a embarcação esteja dentro de certa tolerância de distância especificada em relação ao ponto de disparo pretendido. Por fim, o diferencial pode ser selecionado de modo que o retardo máximo não interfira no movimento das outras fontes à próxima posição curta. Para tanto, verifica-se, por exemplo, o retardo do último disparo a fim de garantir que não seja próximo demais do retardo entre os disparos anteriores ou acompanha-se a distribuição dos tempos de disparo para verificar e corrigir padrões não-aleatórios.

[0053] Em alguns casos, o software que controla as armas de ar comprimido ou outras fontes sísmicas (por exemplo, armas de gás comprimido, vibradores marítimos etc.) pode precisar determinar a localização da embarcação (por exemplo, por GPS), seu tempo de chegada previsto e o tempo desde os um ou mais disparos anteriores a fim de criar uma distribuição de tempos de ativação de disparo (ou intervalos de tempo de disparo) com um componente que seja ao menos pseudoaleatório. Como alternativa, isso pode ser feito sem permitir que mais de dois disparos se sobreponham. Isto posto, as concretizações do método são totalmente gerais e podem acomodar vários disparos sobrepostos.

[0054] Voltando-nos a seguir à Figura 7, esta sugere, em linhas gerais, como os dados de um levantamento de fonte mista podem se parecer. Observe-se que, embora as ativações de fonte na Figura 7 sejam ilustradas como sinais distintos, na verdade cada um dos disparos sucessivos se sobreporia até certo ponto. No entanto, as fontes foram separadas aqui para esclarecer os conceitos discutidos abaixo.

[0055] Cada receptor 610 gera um traço sísmico (por exemplo, traço 705) que pode ter potencialmente dezenas de minutos ou várias horas (ou dias, meses etc.) de comprimento. Nesta figura, o traço 705 é ilustrado esquematicamente contendo sinais registrados a partir de quatro estímulos de fonte diferentes em um levantamento de fonte mista. É possível associar a cada receptor 610 uma localização na superfície da terra. Quando os sinais registrados por cada receptor 610 são adequadamente organizados e exibidos, em uma concretização, produz-se um volume 3D com cada receptor 610 associando-se a um local “X” e um local “Y” para incluir locais com base na latitude e na longitude etc.

[0056] Durante um levantamento de fonte mista de acordo com um aspecto do método revelado, o tempo a que cada fonte 620 é ativada pode ser demarcado e registrado; as referidas fontes podendo estar localizadas dentro ou fora do campo do receptor. Na Figura 7, T1 e T2 representam os tempos conhecidos (conforme medidos a partir de um tempo-zero arbitrário) a que duas fontes foram ativadas, em que o parâmetro “N” indica, em linhas gerais, o comprimento do tempo (número de amostras), após a ativação de uma fonte, durante o qual reflexos da subsuperfície decorrentes de uma fonte podem ser detectados. As separações no tempo entre disparos sucessivos são indicadas por TI, T2 etc.

[0057] Voltando-nos, agora, a uma discussão sobre como determinar o espaçamento aleatório de acordo com uma primeira concretização da presente invenção, propõe-se um método para exploração sísmica com fontes sísmicas ativadas ao mesmo tempo em que estas podem ser separadas de maneira mais precisa e imediata posteriormente. Em síntese, o método revelado cria um espaçamento no tempo entre fontes sobrepostas, em que o espaçamento é efetuado aleatoriamente com base no conteúdo de frequência esperado dos dados.

[0058] Embora tenha-se discutido muito qual grandeza das separações aleatórias no tempo produziria os melhores resultados, há pouca orientação quantitativa referente ao nível de aleatoriedade que deveria ser implementado. No entanto, as concretizações do método revelado, sem se prender à teoria, demonstram que a qualidade de separação dos disparos depende em grande medida da menor frequência desejada e do tamanho dos turnos aleatórios entre disparos dentro de dada janela de análise.

[0059] Demonstrou-se que, no caso da mescla de dados a fim de acelerar a geração de imagens por migração, há um conceito de resistência à interferência cruzada que varia em função da frequência (w) e da separação no tempo entre traços (T): sin2 (or )'(('>T )2, A Figura 3 traz um gráfico resistência à interferência cruzada versus wt. Nela, a resistência à interferência cruzada é dada pelo eixo vertical e wt é dado pelo eixo horizontal. Observe-se que o primeiro zero desta equação ocorre quando wt = π. Esse valor de wt representa um valor- limite sensato para a força da interferência cruzada em relação a w e t. Visto que f = 2 π w, deduz-se que o valor teórico de π para obter uma interferência cruzada zero para dada frequência é T = 1/(2/). Essa equação é representada na Figura 4.

[0060] Essa equação define um modelo quantitativo para selecionar uma separação no tempo verossímil entre disparos sucessivos/sobrepostos em um levantamento de fonte mista. Como se pode ver na Figura 4, para dada frequência, uma distribuição aleatória uniforme com meia-largura de ao menos T é geralmente uma escolha muito boa ou praticamente ideal para uma boa separação entre fontes. A área abaixo da curva demonstra onde se espera que a combinação de w e T produza resultados de baixa qualidade. A área sobre a curva é onde se espera que a combinação de w e T produza bons resultados.

[0061] Por exemplo, se uma separação muito boa for desejada, o valor de T deve ser selecionado bem acima da curva. Se uma separação inferior for aceitável, seleciona-se o valor de tau um pouco abaixo da curva para permitir um cronograma de aquisição mais flexível. A desvantagem, evidentemente, é que quanto maior o tau mais tempo o levantamento levará e mais ele custará. Sendo assim, o valor máximo aceitável de tau pode, em termos práticos, ser limitado por considerações econômicas, e pode haver tipicamente um incentivo para selecionar tau o mais próximo da curva na Figura 4 quanto for possível para dado conjunto de dados.

[0062] A Figura 5 traz o resultado de alguns experimentos numéricos nos quais dados sintéticos foram criados com uma faixa de frequências e esses dados mesclados com uma faixa de turnos com meia-largura de distribuição uniforme T. Calculou-se uma inversão para cada combinação de tau e frequência, e o resíduo, que é a medida da diferença entre os dados calculados e os dados antes da mescla, é ilustrado nesta figura. Pode-se observar que, em termos gerais, a qualidade de separação acompanha de perto os limites acima (por exemplo, os menores valores tendem a ser encontrados no canto superior direito, ao passo que os maiores valores tendem a ser encontrados no canto inferior esquerdo). Essa observação condiz com a discussão sobre a Figura 4, em que demonstrou-se que os melhores resultados tendiam a ser encontrados acima e/ou à direita da curva traçada. Para ajudar a entender a Figura 5, sobrepôs-se a curva da Figura 5 a ela. Os resíduos na Figura 5 são representados por DB.

[0063] Na prática, é provável que haja alguma aleatoriedade no tempo de disparo que permita a separação com base em um critério de coerência, mas, em vista ao disposto acima, é improvável que uma sequência puramente aleatória seja ideal, em especial com o grande número de disparos usado em um típico levantamento sísmico. Sequências aleatórias podem conter regularidades aleatórias indesejadas capazes de prejudicar a qualidade da separação. Visto que a coerência é calculada dentro de uma janela de espaço limitada, é necessária uma série de números aleatórios de somente um comprimento limitado. Em algumas concretizações, esse conjunto de números aleatórios pode ser selecionado dentre uma grande amostra de sequências de séries de números aleatórios uniformes (ou gerado usando, por exemplo, um gerador de números pseudoaleatórios) para produzir a melhor separação.

[0064] Como exemplo de como fazê-lo isso, uma série de números aleatórios, digamos com 101 números, pode ser retirada de uma coletânea com 100.000 conjuntos de séries com 101 números aleatórios. Cada uma das 100.000 séries com 101 números aleatórios seria examinada quanto à qualidade de separação que produz. A melhor série seria usada na criação dos turnos de tempo aleatórios usados para realizar o levantamento com fontes simultâneas.

[0065] Retomando o exemplo anterior, no caso de conjuntos de dados 2D, a série seria reutilizada ao longo da linha, circulando pelos 101 números ao longo da linha de disparo. No caso de conjuntos de dados 3D, o uso do mesmo conjunto de números aleatórios em cada linha de disparo criaria regularidades indesejadas na direção em linha transversal. Um método para evitar essa regularidade seria criar um conjunto aleatório de índices na série com 101 números aleatórios. Esses índices seriam usados para selecionar um número aleatório inicial dentro da série para cada linha. Um método para evitar regularidades indesejadas no conjunto aleatório de índices seria obrigar cada índice a estar fora de dada faixa das últimas várias linhas. Por exemplo, se a janela de coerência tem 8 traços na direção em linha transversal e 10 na direção em linha, cada índice seria obrigado a não repetir dentro de 8 linhas e cada índice não estaria a 10 elementos de distância do outro. Outro método para selecionar índices seria selecionar um conjunto de números aleatórios e simplesmente testar um grande número de conjuntos aleatórios de índices para ver qual produziria a melhor separação. Embora computacionalmente oneroso, isso só precisaria ser feito uma vez.

[0066] Na prática, quando o valor de ajuste aleatório, ou obtido de alguma outra forma, for negativo, o operador pode disparar antes do planejado. Por exemplo, em um cenário marítimo, se o ajuste for prescrito para -0,2 segundos, pode-se acelerar a embarcação de leve para chegar ao próximo ponto de disparo antes de seu intervalo de disparo programado de 5 segundos (por exemplo). Como alternativa, o disparo pode ser feito mais cedo, por exemplo, antes de chegar ao ponto de disparo real. Dado que a tecnologia de localização/posicionamento marítimo é precisa em somente cerca de 1 metro, o disparo um pouco antes (ou depois) poderia muito bem ainda ser visto como no ponto de disparo para fins de posicionamento dos traços registrados. Por fim, retardos e chegadas antecipadas em razão do vento, das ondas etc. podem sobrecarregar os pequenos ajustes de tempo dos presentes métodos, mas, em algumas concretizações, a tripulação pode ser instruída a disparar o mais perto possível do tempo prescrito.

[0067] Como alternativa aos tempos programados, tempos aleatórios podem ser obtidos adicionando-se aleatoriedade às posições de disparo reais. Considerando, no caso de um levantamento marítimo, que a velocidade da embarcação seja constante, a aleatoriedade nos tempos poderia ser controlada pela aleatoriedade da posição. Uma vantagem dessa abordagem é que o levantamento poderia ser readquirido, digamos, para medidas time-lapse, com as mesmas posições de disparo aleatórias. Tende a ser mais fácil repetir posições de disparo do que tempos aleatórios. Outra vantagem desse método é que ele não exigiria nenhuma mudança no software de controle das armas, como seria necessário para introduzir tempos aleatórios.

[0068] Após adquirir os dados, os registros podem ser separados em traços individuais tipicamente por inversão usando o método revelado no pedido de patente dos Estados Unidos no 12/542.433, “Method for separating independent simultaneous sources”, depositado no dia 17 de agosto de 2008, cuja revelação incorpora-se ao presente documento como se exposta na íntegra neste ponto, embora outros métodos de separação ou empilhamento de interferências exijam limites semelhantes a perturbações no tempo aleatório.

[0069] Em algumas concretizações, o método pode ser adaptado para uso com um levantamento de VSP, disparo de verificação ou fundo de poço semelhante. À guisa de explicação, os versados na técnica podem entender que a aquisição de VSP pode ver muito onerosa em razão do tempo ocioso da sonda. O disparo mais rápido de VSPs com fontes sobrepostas poderia ser usado para diminuir significativamente os custos desses levantamentos. Sendo assim, quando o sintagma “levantamento sísmico misto” é usado neste documento, ele deve ser interpretado no sentido amplo, de modo a incluir levantamentos 2D e 3D tanto terrestres quanto marítimos, bem como VPSs, ensaios cross- hole etc.

[0070] Observe-se que, quando sintagmas como “menor frequência de interesse”, “menor frequência desejada” etc. são usados neste documento, eles devem ser interpretados no sentido amplo, de modo a significar uma frequência que esteja dentro da fonte sísmica e/ou que registre larguras de banda e que, em termos práticos, tenda a ser a menor frequência útil retornada pelo levantamento sísmico.

[0071] Além disso, embora a concretização preferida utilize a relação T = 1/(2/) como meio para definir a separação no tempo mínima aceitável em função da frequência, deve-se ter em mente que há várias outras curvas que podem aproximar essa relação sobre alguma faixa de frequências. Por exemplo, entre 1 Hz e 6 Hz, a equação da relação tau/frequência pode ser aproximada de maneira aceitável por um segundo grau polinomial, ou grau polinomial superior, na frequência (por exemplo, obtida pela técnica padrão dos quadrados mínimos ou outras técnicas de ajuste). Maiores polinômios (ou outras formas funcionais como exponenciais, logs etc.) podem proporcionar um melhor ajuste. A outras faixas de frequência (por exemplo, 3 Hz a 6Hz) , até mesmo uma aproximação linear poderia proporcionar informações úteis. Sendo assim, deve-se ter em mente que, para os fins da presente invenção, quando se disser que a equação identificada acima é usada para encontrar um tau aceitável, isso deve ser interpretado no sentido amplo, de modo a incluir circunstâncias em que aproximações funcionais ou numéricas para aquela curva (sobre intervalos curtos ou seu comprimento total) são usadas em seu lugar.

[0072] Além disso, deve-se ter em mente que as figuras e exemplos incluídos junto com este documento foram produzidos considerando-se que as separações aleatórias no tempo entre ativações de fonte sucessivas foram derivadas de uma distribuição de probabilidade uniforme centrada em torno de zero com uma meia-largura tau. O fato de que a distribuição foi centrada em torno de zero (isto é, a distribuição uniforme possui um valor esperado igual a zero) é somente uma abordagem e a distribuição certamente poderia ser alterada (seja rumo a valores positivos ou negativos) centrando-a em torno de um valor diferente de zero, produzindo assim separações aleatórias no tempo propensas a valores positivos (ou negativos).

[0073] Em aditamento, observe-se que diferentes funções de probabilidade poderiam ser usadas no lugar da uniformidade para gerar separações aleatórias no tempo. Nessas circunstâncias, pode ser vantajoso selecionar um parâmetro da distribuição, tal como o desvio padrão (ou variância, ou outra medida de variabilidade ou espalhamento, ou alguma outra medida de tendência central como média, mediana etc.), para ser certa função de (1//). No caso do exemplo discutido previamente, uma distribuição uniforme centrada em torno de zero com meia-largura igual a tau pode ter uma variância s2 igual a:

[0074] Em outras palavras, essa equação indica que, se tau for selecionado para estar na curva 1/2/, a variância da distribuição uniforme associada será de 1/(12f2).

[0075] Isso sugere que, em termos gerais, a menor frequência de interesse deve estar relacionada a um parâmetro da distribuição de probabilidade do qual as diferenças de tempo aleatórias são deduzidas. Mais especificamente e à guisa de exemplo, em algumas concretizações, a variabilidade da distribuição da qual os tempos aleatórios são deduzidos deve estar relacionada (em proporção a este, em função deste etc.) ao inverso da menor frequência de interesse no levantamento (por exemplo, [1/C/], onde C é uma constante). Uma relação aceitável entre variabilidade e frequência possivelmente precisa ser determinada para cada caso dependendo da escolha da função de densidade de probabilidade e de acordo com desvantagens por motivos econômicos. A título meramente exemplificativo, uma forma de desenvolver a curva da Figura 5 para uma distribuição não-uniforme seria calcular a superfície da Figura 4 e identificar uma curva isorresidual que dividisse mais ou menos os resíduos aceitáveis dos inaceitáveis. Isto posto, os versados na técnica serão prontamente capazes de deduzir outras formas para obter essa curva (por exemplo, por simulação de Monte Carlo).

[0076] Na discussão precedente, o jargão foi expresso em termos de operações realizadas sobre dados sísmicos convencionais. Porém, os versados na técnica perceberão que a invenção descrita neste documento pode ser aplicada, com vantagem, a outras áreas e usada para localizar outros minerais na subsuperfície além de hidrocarbonetos.

[0077] Embora se tenha descrito e ilustrado o dispositivo inventivo neste documento com referência a certas concretizações em relação aos desenhos anexos, várias alterações e outras modificações, além das ilustradas ou sugeridas neste documento, podem ser realizadas pelos versados na técnica sem sair da essência nem do conceito inventivo, cujo âmbito as Reivindicações a seguir determinarão.

Claims (13)

1. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, que contém características estruturais ou estratigráficas propícias à presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos, sendo o método caracterizado por que compreende: a. determinar a menor frequência de interesse em um levantamento sísmico de fonte mista; b. usar a referida menor frequência de interesse para determinar um valor representativo de uma variabilidade de uma distribuição de probabilidade; c. iniciar o registro de ao menos um receptor sísmico posicionado próximo à região da subsuperfície; d. ativar uma primeira fonte sísmica; e. registrar a primeira fonte sísmica por meio do referido ao menos um receptor sísmico; f. determinar um período de tempo aleatório usando a referida distribuição de probabilidade e a referida variabilidade determinada; g. aguardar um período de tempo ao menos igual ao referido período de tempo aleatório após a ativação da referida primeira fonte sísmica e, então, ativar uma segunda fonte sísmica; h. registrar a referida segunda fonte sísmica por meio do referido ao menos um receptor sísmico; i. realizar ao menos as etapas de (d) a (h) várias vezes, conduzindo assim um levantamento sísmico de fonte mista; e j. usar o referido levantamento sísmico de fonte mista para explorar hidrocarbonetos na referida região da subsuperfície.

2. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que a referida distribuição de probabilidade é uma distribuição de probabilidade uniforme.

3. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 2, caracterizado por que a referida distribuição de probabilidade uniforme possui uma meia-largura tau, em que o referido tau é o referido valor representativo de uma variabilidade da referida distribuição de probabilidade uniforme e em que

em que / é a referida menor frequência de interesse.

4. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 3, caracterizado por que a referida distribuição de probabilidade uniforme é centrada em torno de zero.

5. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que o referido pelo menos um receptor sísmico compreende uma pluralidade de receptores sísmicos.

6. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que ambas as fontes sísmicas primeira e segunda são fontes impulsivas.

7. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que ambas as fontes sísmicas primeira e segunda são fontes marítimas.

8. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que ambas as fontes sísmicas primeira e segunda são fontes terrestres.

9. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 7, caracterizado por que as fontes sísmicas primeira e segunda são selecionadas dentre um grupo composto por uma arma de ar comprimido, uma arma de gás comprimido e um vibrador.

10. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 8, caracterizado por que as fontes sísmicas primeira e segunda são selecionadas dentre um grupo composto por uma fonte de dinamite e uma fonte vibradora.

11. Método Para Exploração Sísmica Sobre Região da Subsuperfície, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que as referidas primeira e segunda fontes sísmicas são uma mesma fonte sísmica.

12. Método Para Fazer Levantamento Sísmico de Fontes Mistas Sobre Região da Subsuperfície, que contém características estruturais ou estratigráficas propícias à presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos, sendo o método caracterizado por compreender: a. determinar a menor frequência de interesse no referido levantamento sísmico de fonte mista; b. usar a referida menor frequência de interesse para determinar um valor representativo de ao menos um parâmetro de uma distribuição de probabilidade; c. iniciar o registro de ao menos um receptor sísmico situado próximo à região da subsuperfície; d. ativar uma primeira fonte sísmica; e. usar o referido ao menos um receptor sísmico para registrar um ou mais reflexos decorrentes da ativação da referida primeira fonte sísmica; f. usar a referida distribuição de probabilidade e o referido valor representativo de ao menos um parâmetro da referida distribuição de probabilidade para determinar um retardo; g. aguardar um período de tempo ao menos igual ao referido retardo após a ativação da referida primeira fonte sísmica e, então, ativar uma segunda fonte sísmica; h. registrar a segunda fonte sísmica por meio do referido ao menos um receptor sísmico; i. realizar ao menos as etapas de (d) a (h) várias vezes, conduzindo assim um levantamento sísmico de fonte mista; e j. usar ao menos parte do referido levantamento sísmico de fonte mista para explorar hidrocarbonetos na referida região da subsuperfície.

13. Método Para Exploração Sísmica, caracterizado por compreender: a. acessar ao menos parte de um levantamento sísmico de fonte mista realizado sobre uma região da subsuperfície com características estruturais ou estratigráficas propícias à presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos, em que o referido levantamento sísmico de fonte mista é coletado ao: (1) determinar a menor frequência de interesse no levantamento sísmico de fonte mista; (2) usar a referida menor frequência de interesse para determinar um valor representativo de uma variabilidade de uma distribuição de probabilidade; (3) iniciar o registro de ao menos um receptor sísmico posicionado próximo à região da subsuperfície; (4) ativar uma primeira fonte sísmica; (5) registrar a referida primeira fonte sísmica por meio do referido ao menos um receptor sísmico; (6) determinar um período de tempo aleatório por meio da referida distribuição de probabilidade e da referida variabilidade determinada; (7) aguardar um período de tempo ao menos igual ao referido período de tempo aleatório após a ativação da referida primeira fonte sísmica e, então, ativar uma segunda fonte sísmica; (8) registrar a segunda fonte sísmica por meio do referido ao menos um receptor sísmico; e (9) realizar ao menos as etapas de (4) a (8) várias vezes, conduzindo assim ao referido levantamento sísmico de fonte mista; e b. usar ao menos parte do referido levantamento sísmico de fonte mista para explorar hidrocarbonetos na referida região da subsuperfície.

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