BR112016021740B1

BR112016021740B1 - Método de inspeção sísmica marítima, sistema de computador, e artigo

Info

Publication number: BR112016021740B1
Application number: BR112016021740-3A
Authority: BR
Inventors: David Fraser Halliday; Jon-Fredrik Hopperstad; Robert Montgomery Laws
Original assignee: Schlumberger Technology B.V
Priority date: 2014-03-20
Filing date: 2015-03-19
Publication date: 2022-08-16
Also published as: RU2016141070A3; US20190079208A1; US10126452B2; BR112016021740A2; AU2015231243A1; US20170075015A1; CN113625345A; CA2941510A1; CN106255903A; RU2016141070A; MX2016012152A; EP3120169B1; WO2015143189A1; EP3120169A1; CA2941510C; RU2659583C2; EP3120169A4; CN113625345B

Abstract

MÉTODO DE INSPEÇÃO SÍSMICA MARÍTIMA, SISTEMA DE COMPUTADOR, E ARTIGO. Vibradores sísmicos marítimos em uma matriz vibratória sísmica marítima para utilização em uma inspeção sísmica são ativados para produzir um campo de ondas de gradiente de fonte para inspecionar uma estrutura alvo. A inspeção sísmica pode compreender uma inspeção sísmica marítima realizada em um corpo de água.

Description

FUNDAMENTOS

[0001] A inspeção sísmica pode ser utilizada para identificar elementos de subsuperfície de interesse, tais como reservatórios de hidrocarbonetos, aquíferos de água doce, zonas de injeção de gás, e assim por diante. Na inspeção sísmica, fontes sísmicas são ativadas para gerar ondas sísmicas voltadas para uma estrutura do subsolo.

[0002] As ondas sísmicas geradas por uma fonte sísmica em viagens a estrutura do subsolo, com uma porção das ondas sísmicas refletida de volta para a superfície para recepção por receptores sísmicos (por exemplo geofones, hidrofones, acelerômetros, etc). Estes receptores sísmicos registram/geram sinais que representam ondas sísmicas detectadas. Os sinais dos receptores sísmicos são processados para se obter informações sobre o conteúdo e características da estrutura do subsolo.

[0003] Um arranjo de inspeção marítima pode incluir rebocar um streamer de receptores sísmicos através de um corpo de água, ou a colocação de um cabo de solo ou outro arranjo de receptores sísmicos no fundo do mar.

BREVE SUMÁRIO

[0004] Um resumo de algumas modalidades divulgadas neste documento é apresentado abaixo. Deve-se entender que esses aspectos são apresentados meramente para fornecer ao leitor um breve sumário dessas determinadas modalidades e que esses aspectos não pretendem-se limitadores do escopo desta divulgação. De fato, esta divulgação pode abranger uma variedade de aspectos que podem não ser apresentados nesse resumo.

[0005] Em modalidades da presente divulgação, vibradores sísmicos em uma matriz vibratória sísmica são ativados, onde a ativação faz com que pelo menos dois dos vibradores sísmicos estejam fora-de-fase, para produzir um campo de ondas de gradiente de fonte para inspecionar uma estrutura alvo.

[0006] Características outras ou alternativas se tornarão aparentes a partir da seguinte descrição dos desenhos e das reivindicações.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FiGURAS

[0007] A presente divulgação é descrita em conjunto com as Figuras anexas. Ressalta-se que, de acordo com a prática padrão na indústria, vários recursos não são desenhados em escala. De fato, as dimensões dos vários recursos podem ser arbitrariamente aumentadas ou reduzidas para clareza de discussão.

[0008] A Fig. 1 é uma vista lateral esquemática de uma disposição de levantamento marítimo de acordo com algumas implementações.

[0009] A Fig. 2 é uma vista traseira esquemática de uma disposição de levantamento marítimo que inclui uma matriz vibratória sísmica de acordo com algumas implementações.

[00010] A Fig. 3 é um diagrama de fluxo de um processo de inspeção de acordo com algumas implementações.

[00011] As Figs. 4-6 ilustram exemplos de padrões de ativação de uma matriz vibratória sísmica de acordo com várias implementações.

[00012] A Fig. 7 é um diagrama esquemático de um exemplo de reconstrução de fontes de acordo com algumas implementações.

[00013] A Fig. 8 é um diagrama de blocos de um sistema de computador de acordo com alguns exemplos.

[00014] Nas Figuras anexas, componentes e/ou elementos semelhantes podem ter o mesmo marcador de referência. Além disso, vários componentes do mesmo tipo podem distinguir-se, seguindo o rótulo de referência por um traço e um segundo marcador que distingue entre os componentes semelhantes. Se apenas o primeiro marcador de referência é utilizado no relatório descritivo, a descrição é aplicável a qualquer um dos componentes semelhantes com a mesma primeira etiqueta de referência independentemente do segundo marcador de referência.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[00015] A descrição a seguir fornece modalidade(s) exemplar(es) tão somente preferencial(is), e não pretende limitar o escopo, a aplicabilidade ou a configuração da invenção. Ao contrário, a descrição seguinte da(s) modalidade(s) exemplar(es) preferencial(is) fornecerá àqueles versados na técnica uma descrição estimuladora para implementar uma modalidade exemplar preferida da invenção. Entende-se que várias alterações podem ser feitas na função e arranjo dos elementos, sem se desviar do espírito e do escopo da invenção, conforme estabelecido nas reivindicações anexas.

[00016] São oferecidos detalhes específicos na descrição a seguir para fornecer uma compreensão completa das modalidades. No entanto, será compreendido por uma pessoa versada na técnica que as modalidades podem ser praticadas sem esses detalhes específicos. Por exemplo, os circuitos podem ser mostrados em diagramas de blocos a fim de não obscurecer as modalidades em detalhes desnecessários. Em outros casos, oc circuitos, processos, algoritmos, estruturas e técnicas bem conhecidas podem ser mostradas sem detalhes desnecessários a fim de evitar o obscurecimento das modalidades.

[00017] Além disso, nota-se que as modalidades podem ser descritas como um processo que é representado como um fluxograma, um diagrama de fluxo, um diagrama de fluxo de dados, um diagrama de estrutura ou um diagrama de blocos. Embora um fluxograma possa descrever as operações como um processo sequencial, muitas das operações podem ser executadas em paralelo ou simultaneamente. Além disso, a ordem das operações pode ser rearranjada. Um processo é encerrado quando suas operações são concluídas, mas poderiam ter etapas adicionais não incluídas na figura. Um processo pode corresponder a um método, uma função, um procedimento, uma sub-rotina, um subprograma, etc. Quando um processo corresponde a uma função, seu encerramento corresponde a um retorno da função à função de chamada ou à função principal.

[00018] Além disso, conforme divulgado aqui, o termo "meios de armazenagem" pode representar um ou mais dispositivos para o armazenamento de dados, incluindo memória de apenas leitura (ROM), memória de acesso aleatório (RAM), RAM magnético, memória de núcleo, meios de armazenamento de disco magnético, meios de armazenamento óptico, dispositivos de memória flash e/ou outros meios legíveis por máquina para o armazenamento de informações. O termo "meio legível por computador" inclui, mas não está limitado a, dispositivos de armazenamento portáteis ou fixos, dispositivos de armazenamento ótico, canais sem fio e vários outros meios capazes de armazenar, conter ou transportar instrução(ões) e/ou dados.

[00019] Além disso, as modalidades podem ser implementadas por hardware, software, firmware, middleware, microcódigo, linguagens de descrição de hardware ou qualquer combinação dos mesmos. Quando implementado em software, firmware, middleware ou microcódigo, o código do programa ou os segmentos do código, para executar as tarefas necessárias, podem ser armazenados em um meio legível por máquina, como um meio de armazenamento. Processador(es) pode(m) executar as tarefas necessárias. Um segmento de código pode representar um procedimento, uma função, um subprograma, um programa, uma rotina, uma subrotina, um módulo, um pacote de software, uma classe ou qualquer combinação de instruções, estruturas de dados ou instruções de programa. Um segmento de código pode ser acoplado a outro segmento de código ou a um circuito de hardware, passando e/ou recebendo informações, dados, argumentos, parâmetros ou conteúdos de memória. Informações, argumentos, parâmetros, dados, etc. podem ser passados, encaminhados ou transmitidos através de qualquer meio adequado, incluindo compartilhamento de memória, envio de mensagens, envio de token, transmissão por rede, etc.

[00020] Deve ser compreendido que a seguinte divulgação fornece muitas modalidades ou exemplos diferentes para implementação de diferentes recursos de várias modalidades. Exemplos específicos de componentes e arranjos são descritos abaixo para simplificar a presente divulgação. Estes são, naturalmente, meros exemplos e não se destinam a ser limitantes. Além disso, a presente divulgação pode repetir numerais de referência e/ou letras nos vários exemplos. Essa repetição é para fins de simplicidade e clareza e não coloca, por si só, uma relação entre as várias modalidades e/ou configurações discutidas. Além disso, a formação de uma primeira característica sobre ou uma segunda característica na descrição que se segue pode incluir modalidades em que a primeira e segunda características são formadas em contato direto e também podem incluir modalidades em que características adicionais podem ser formadas interpondo a primeira e segunda características, tal que a primeira e segunda característica podem não estar em contato direto.

[00021] Equipamento da inspeção incluindo uma ou mais fontes sísmicas e receptores sísmicos pode ser utilizado para realizar inspeção de uma estrutura alvo. Em alguns exemplos, a estrutura alvo pode ser uma estrutura do subsolo debaixo de uma superfície de terra. Inspecionar uma tal estrutura do subsolo pode ser executado para vários fins, tais como para a identificação de um elemento subsuperficial de interesse, incluindo um reservatório tendo-hidrocarboneto, um aquífero de água fresca, uma zona de injeção de gás, ou outros elementos de interesse do subsolo.

[00022] Embora se faça referência à execução de inspeção de uma estrutura do subsolo, técnicas ou mecanismos de acordo com algumas implementações também pode ser aplicado para realizar inspeções de outras estruturas, tais como o tecido humano, tecido de planta, tecido animal, uma estrutura mecânica, um volume sólido, um volume de líquido, um volume de gás, um volume do plasma, e assim por diante.

[00023] Podem ser empregues diferentes tipos de fontes sísmicas. Por exemplo, uma fonte sísmica pode incluir uma pistola de ar, a qual, quando ativada libera ar comprimido para produzir um pulso de energia acústica. Um outro tipo de fonte sísmica é um vibrador sísmico, que produz energia acústica com base no movimento oscilante de um elemento vibratório que impacta uma estrutura no vibrador sísmico. O movimento oscilante do elemento vibratório pode ser controlado por um sinal de ativação, o qual pode ser um sinal de onda sinusoidal ou de outro tipo de sinal que causa movimento de oscilação do elemento vibratório.

[00024] A fase do sinal de ativação pode ser controlada para várias finalidades, tais como para executar a redução de ruído ou para outras finalidades. Geralmente, um vibrador sísmico refere-se a qualquer fonte sísmica que produz um campo de ondas em resposta a um sinal de ativação cuja fase pode ser ajustada independentemente em cada frequência. Em particular, o vibrador pode ser uma fonte sísmica volumétrica, isto é, que gera um campo de ondas através da mudança do seu volume.

[00025] Tradicionalmente, uma fonte sísmica (ou um conjunto de fontes sísmicas) é ativada tal que a(s) fonte(s) sísmica(s) produz(em) um campo de ondas de fonte aproximadamente monopolar. Um campo de ondas monopolar é um campo de ondas que irradia energia em geral igualmente em todas as direções. Na prática, esta direcionalidade é modificada pelo efeito da abertura da matriz de fonte (uma vez que a matriz de fonte tipicamente inclui fontes em diferentes locais horizontais e/ou verticais), e se a fonte está localizada adjacente à superfície do mar, a direcionalidade também é modificada pelo efeito de interferência da superfície do mar. Para produzir um campo de ondas aproximadamente monopolar utilizando uma matriz vibratória sísmica que inclui múltiplos vibradores sísmicos, os vibradores sísmicos são controlados para estar em fase em relação ao outro. Por exemplo, se todos os vibradores estão à mesma profundidade, então não há dois vibradores dentro da matriz que tem uma diferença de fase, cujo co-seno é menor que zero. Uma matriz vibratória sísmica pode referir-se a qualquer medida de múltiplos vibradores sísmicos.

[00026] De acordo com algumas implementações, além de ser capaz de produzir um campo de ondas aproximadamente monopolar de fonte, uma matriz vibratória sísmica pode também ser controlada para produzir um campo de ondas de gradiente de fonte. Um campo de ondas gradiente de fonte é um campo de ondas que tem um padrão de radiação substancialmente diferente da do campo de ondas monopolar de fonte. Considerando que o campo de ondas monopolar de fonte irradia energia igualmente em todas as direções, o gradiente de fonte irradia energia com polaridades diferentes em diferentes direções. Por exemplo, se o gradiente de fonte é orientado na direção y, então o campo de ondas terá uma polaridade positiva na direção y positiva, e uma polaridade negativa na direção y negativa. A fonte, em seguida, tem zero de saída em pelo menos uma direção em que a passagem de polaridade de positivo para negativo ocorre. Se o campo de ondas no domínio do tempo, devido a uma fonte na posição y1 é definido como S(y1,t), então o gradiente deste campo de ondas na direção y é dado como dS(y1,t)/dy. Embora possa não ser possível gerar um campo de ondas que corresponde exatamente a este termo derivado, este pode ser aproximado como sendo a diferença de duas fontes monopolares na mesma profundidade:

[00027] Na Eq. 1, 2 Δy é a separação entre as duas fontes monopolares. Portanto, o gradiente de fonte pode ser gerado através da localização de duas ou mais fontes em conjunto, e tendo duas ou mais fontes de varrendo com polaridades opostas (correspondendo à diferença em Eq. 1). Neste caso, os sinais de saída produzidos por pelo menos dois vibradores sísmicos são 180° fora-de-fase, caso em que os pelo menos dois vibradores sísmicos são considerados em oposição de fase. Em outros exemplos, os pelo menos dois vibradores sísmicos não podem estar exatamente em oposição de fase, mas a propriedade de que a fonte tem polaridades diferentes em diferentes direções pode ainda ser obtida. Por exemplo, isso seria o caso quando as fontes estão à mesma profundidade, e quaisquer dois estão fora-de-fase de um ângulo cujo co-seno é menor que zero. O campo de ondas de gradiente de fonte produzido pelas fontes monopolares de acordo com as configurações anteriores não é um campo de ondas de gradiente de fonte matemático idealizado. Para conseguir a produção de um campo de ondas de gradiente de fonte matemático, as fontes monopolares teriam de ser de 180 ° fora-de-fase, a sua separação, 2Δy, teria de se aproximar nulo, e suas amplitudes teriam de se aproximar do infinito. Na prática, o nível de saída das fontes monopolares não pode se aproximar de infinito, que haja uma troca prática entre "perto o suficiente" para aproximar o gradiente matemático idealizado e "longe o suficiente" afastado para gerar o nível de saída utilizável. O "campo de ondas de gradiente de fonte" produzido por uma matriz de fonte de acordo com algumas implementações, portanto, um campo de ondas de gradiente aproximado de fonte.

[00028] Além disso, de acordo com algumas implementações, a matriz vibratória sísmica pode também ser controlada de tal modo que a matriz vibratória sísmica é uma fonte monopolar que produz um campo de ondas de fonte monopolar. Para produzir o campo de ondas de fonte monopolar, os vibradores sísmicos da matriz vibratória sísmica são controlados de tal modo que eles estão em-fase (com alguns dos vibradores sísmicos ligeiramente fora-de-fase para explicar diferentes posições dos vibradores sísmicos, por exemplo, diferentes profundidades dos vibradores sísmicos em um corpo de água, assumindo a matriz vibratória sísmica é parte de um acordo de inspeção marítima).

[00029] Usando a matriz vibratória sísmica de acordo com algumas implementações, maior flexibilidade é oferecida uma vez que a matriz vibratória sísmica é seletivamente controlável para ser uma fonte monopolar ou uma fonte de gradiente. Durante uma operação de inspeção, a matriz vibratória sísmica pode ser controlada para ser uma fonte monopolar para alguns tiros, e pode ser controlada para ser uma fonte de gradiente para outros tiros, de tal modo que um padrão de tiro alvo pode ser desenvolvido. Um "tiro" pode se referir a uma ativação da matriz vibratória sísmica.

[00030] Fig. 1 é um diagrama esquemático de um exemplo de arranjo de inspeção marítima que inclui uma embarcação marítima 102 que reboca uma matriz vibratória sísmica 104 de acordo com algumas implementações, através de um corpo de água 100. A matriz vibratória sísmica 104 inclui vibradores sísmicos 106 que podem ser ativados em resposta a sinais de ativação produzidos por um controlador 108 e fornecidos pelo controlador 108 através de uma ligação 110 para a matriz vibratória sísmica 104.

[00031] No exemplo da Fig. 1, a embarcação marítima 102 também reboca uma serpentina 112, que inclui receptores sísmicos 114. Com outros tipos de sistemas de inspeção, um arranjo de receptores sísmicos pode ser fornecido no fundo da água 101, pode ser implementado em veículos autônomos não tripulados, podem ser suspensos na água, ou podem ser implantados em qualquer outra configuração.

[00032] Os receptores sísmicos 114 são configurados para detetar campos de ondas refletidos a partir de uma estrutura de sub-superfície 116 que está por baixo de uma superfície de terra (que na Fig. 1 representa a parte inferior da água 101, tais como o fundo do mar ou do fundo do mar). A estrutura do subsolo 116 pode incluir um ou vários elementos de subsuperfície de interesse (118). campos de ondas de fonte propagadas pelas fontes sísmicas 106 são propagadas na estrutura de subsuperfície 116. A estrutura de subsuperfície 116 reflete uma parte dos campos de ondas de fonte, onde os campos de ondas refletidos são detetados pelos receptores sísmicos 114. Dados medidos adquiridos pelos receptores sísmicos 114 podem ser comunicados ao controlador 108 para armazenamento ou para processamento.

[00033] Os vibradores sísmicos 106 na matriz vibratória sísmica 104 podem ser controlados, quer seja em fase ou fora de fase para provocar a produção de um campo de ondas de fonte monopolar ou um campo de ondas de gradiente de fonte, respectivamente, de acordo com algumas implementações. O controlador 108 pode enviar sinais de ativação para a matriz vibratória sísmica 104 para controlar a matriz vibratória sísmica 104 para produzir um campo de ondas de fonte de monopolar em um primeiro tiro (isto é, em primeiro lugar a ativação da matriz vibratória sísmica 104) e para produzir um campo de ondas de gradiente de fonte num segundo tiro.

[00034] Em alguns exemplos, a ativação da matriz vibratória sísmica 104 pode ser controlada de tal modo que um padrão de campos de ondas de fonte monopolar e campos de ondas de gradiente de fonte são produzidos em tiros sucessivos. Este padrão pode ser um padrão alternado, onde a matriz vibratória sísmica 104 alterna entre a produção de um campo de ondas de fonte monopolar e um campo de ondas de gradiente de fonte em tiros sucessivos. Em outros exemplos, outros padrões de ativação podem ser produzidos.

[00035] Fig. 2 é um diagrama esquemático de uma vista de trás do arranjo de exemplo de inspeção da Fig. 1. Como representado no exemplo da Fig. 2, a matriz de inpeção vibratória 104 inclui vibradores sísmicos a várias profundidades diferentes, D1, D2 e D3. Embora vibradores sísmicos sejam mostrados em três profundidades diferentes no exemplo da Fig. 2, é de notar que, em outros exemplos, vibradores sísmicos podem ser incluídos em menos de três profundidades ou em mais do que três profundidades. Os vibradores sísmicos em diferentes profundidades são configurados para serem ativados com sinais de ativação em diferentes gamas de freqüência. Por exemplo, vibradores sísmicos 106-3 em profundidade D3 podem ser configurados para serem ativados utilizando sinais de ativação que varrem de 0 a 15 hertz (Hz). Varrendo um sinal de ativação a partir de uma primeira frequência a uma segunda frequência refere-se a controlar o sinal de ativação de tal modo que a frequência do sinal de ativação é alterada a partir da primeira frequência para a segunda frequência.

[00036] Vibradores sísmicos 106-2 em profundidade D2 pode ser configurado para ser ativado utilizando sinais de ativação que varrem de 15 a 25 Hz. Vibradores sísmicos 106-1 em profundidade D1 podem ser configurados para serem ativados por sinais de ativação que varrem de 25 a 100 Hz. Em outros exemplos, os sinais de ativação para os vibradores sísmicos em diferentes profundidades podem ser varridos em diferentes gamas de frequências. Mais geralmente, um conjunto mais raso de um ou mais vibradores sísmicos é varrido numa gama de frequências mais elevada, e um conjunto mais profundo de um ou mais vibradores sísmicos é varrido numa gama de frequências mais baixa.

[00037] Os vibradores sísmicos são separados por uma distância de separação L. Em alguns exemplos, a distância de separação L pode ser 1/3 do comprimento de onda de interesse mais curto, e em algumas implementações, não maior do que 1/2 do comprimento de onda de interesse mais curto. O comprimento de onda de interesse mais curto é dependente da frequência de saída máxima pelos dois ou mais vibradores sísmicos, e pode, por conseguinte, variar para diferentes vibradores sísmicos, tais como quando implantados em diferentes níveis de profundidade, tal como descrito acima. Uma maneira de definir o comprimento de onda de interesse mais curto pode ser para definir o ângulo máximo de partida de interesse, Φ, o que permite que o comprimento de onda de interesse mais curto seja definido como,

[00038] Aqui, Àmin é comprimento de onda de interesse mais curto, fmax representa a frequência de saída máxima (por exemplo, para o nível de profundidade atual), e c é a velocidade do som na água. A distância de separação pode, portanto, mudar para os vibradores implantados em diferentes níveis de profundidade, desde que os vibradores nos diferentes níveis emitam diferentes bandas de frequência como descrito. Assim, vibradores sísmicos 106-1 podem ser separados por uma distância L1, e vibradores sísmicos 106-2 podem ser separados por uma distância L2.

[00039] Cada distância de separação L1 e L2 é suficientemente grande de tal modo que um nível de saída utilizável para o campo de ondas de gradiente de fonte é produzido, enquanto suficientemente pequena para reter as características do gradiente de matemática idealizado. Como observado acima, a distância de separação pode ser geralmente 1/3 do comprimento de onda mínimo, o campo de ondas de gradiente de fonte produzido pelos respectivos vibradores sísmicos. Em outros exemplos, a distância de separação pode ser maior do que 1/3 do comprimento de onda deste comprimento de onda mínimo, tão longo quanto a distância de separação permite para a produção de um campo de ondas de gradiente de fonte.

[00040] No exemplo da Fig. 2, os vibradores sísmicos 106-3 em profundidade D3 são acionados em-fase. Isto quer dizer que a fase relativa tem um co-seno que é maior do que zero. Como resultado, os vibradores sísmicos 106-3 não produzem um campo de ondas de gradiente de fonte. Em vez disso, o par de vibradores sísmicos 106-3 está configurado para produzir apenas um campo de ondas de fonte de monopolar.

[00041] Embora dois pares (Par 1 e Par 2) de vibradores sísmicos 106-2 são mostrados em profundidade D2 na Fig. 2, observou-se que em outros exemplos, apenas dois vibradores sísmicos 106-2 podem ser fornecidos à profundidade D2, onde estes dois vibradores sísmicos são separados pela distância L2. Da mesma forma, apenas um vibrador sísmico 106-3 pode ser fornecido na profundidade D3.

[00042] Para produzir um campo de ondas de fonte monopolar utilizando a matriz vibratória sísmica 104 representada na Fig. 2, os vibradores sísmicos 106-1, 106-2, e 106-3 são movidos para em-fase. Os vibradores sísmicos 106-1, 106-2 e 106-3 são considerados como em-fase mesmo que os sinais de ativação dos vibradores sísmicos 106-1, 106-2 e 106-3 possam ser ligeiramente fora-de-fase, com atrasos de fase fornecidos entre os respectivos sinais de ativação para explicar as diferenças de profundidade dos vibradores sísmicos 106-1, 1062 e 106-3. O efeito líquido dos sinais de ativação que são ligeiramente fora-de-fase é que os vibradores sísmicos 106-1, 106-2, 106-3 a diferentes profundidades produzem campos de ondas como se fossem conduzidos em fases.

[00043] Por outro lado, para a produção de um campo de ondas de gradiente de fonte, vibradores sísmicos 106-1 à esquerda e à direita em profundidade D1 são levados a estar fora-de-fase (mais especificamente em oposição de fase), e o par esquerdo de vibradores sísmicos 106-2 e o par direito de vibradores sísmicos 106-2 em profundidade D2 também são levados a estar fora de fase (mais especificamente orientados em oposição de fase).

[00044] Fig. 3 é um diagrama de fluxo de um processo de inspeção de acordo com algumas implementações. O processo de inspeção inclui o fornecimento (em 302) de uma matriz de vibrador sísmico (por exemplo, 104 nas Figs. 1 e 2) que tem vibradores sísmicos. O processo de inspeção ativa (em 304), tal como sob o controle do controlador 108 das Figs. 1 e 2, os vibradores sísmicos na matriz vibratória sísmica, onde a ativação faz com que pelo menos dois dos vibradores sísmicos estejam fora-de-fase para produzir um campo de ondas de gradiente de fonte de inspeção de uma estrutura alvo, tal como a estrutura subterrânea 116 mostrada na Fig. 1.

[00045] Fazer com que os vibradores sísmicos estejam fora-de- fase pode ser conseguido varrendo que os vibradores sísmicos estejam em oposição de fase (ou perto de oposição de fase, por exemplo, para preservar a produção de energia, ou para ter em conta diferenças de profundidade). Varrer vibradores sísmicos em oposição de fase refere-se a ativação de um primeiro dos vibradores sísmicos, utilizando um sinal de ativação que está em oposição de fase em relação a um sinal de ativação utilizado para ativar outro dos vibradores sísmicos. Os vibradores sísmicos varrendo em oposição de fase são separados por uma distância apropriada (tal como descrito mais acima) para gerar um sinal de fonte de gradiente. Como observado acima, a distância de separação é dependente da frequência, com um exemplo da distância de separação ser 1/3 do comprimento de onda mínimo do campo de ondas de gradiente de fonte.

[00046] Fig. 4 mostra um padrão de tiro exemplo que pode ser produzido utilizando a matriz vibratória sísmica 104 como rebocado pela embarcação marítima 102, de acordo com alguns exemplos. O caminho de reboque da embarcação marítima 102 é indicada por 402. Como mostrado na Fig. 4, estrelas (404) e as setas (406) representam respectivos tiros da matriz vibratória sísmica 104. Uma estrela (404) representa uma respectiva ativação da matriz vibratória sísmica 104 que produz um campo de ondas de fonte monopolar. Uma seta (406) representa uma ativação da matriz vibratória sísmica 104 que produz um campo de ondas de gradiente de fonte. Na Fig. 4, as primeiras duas estrelas ao longo do caminho 402 são designados como 404-1 e 404-2, respectivamente, e a primeira seta 402 ao longo do percurso é referido como 406-1. Uma referência geral a estrelas 404 incluem uma referência a 404-1 e 404-2, e uma referência geral a setas 406 inclui uma referência a 406- 1.

[00047] No exemplo da Fig. 4, um padrão alternado de ativações de fonte monopolar e ativações de gradiente de fonte é descrita, onde tiros sucessivos alternam entre uma ativação de fonte monopolar (ativação da matriz vibratória sísmica 104 que produz um campo de ondas de fonte monopolar) e uma ativação de gradiente de fonte (ativação da matriz vibratória sísmica 104 que produz um campo de ondas de gradiente de fonte).

[00048] Fig. 5 mostra um outro exemplo de padrão de tiro, na qual a matriz vibratória sísmica 104 atravessa um caminho em forma de U representado geralmente como 502. Na Fig. 5, uma estrela (404) representa também uma fonte monopolar de ativação, enquanto que uma seta (406) representa uma ativação de gradiente de fonte.

[00049] Fig. 6 é um exemplo de um outro padrão de tiro exemplo, em que a matriz vibratória sísmica 104 é rebocada num padrão de bobina de tiro (espiral), ao longo do percurso 602. O padrão de tiro inclui alternar ativações de fonte monopolar e ativações de gradiente de fonte, como representado pelas respectivas estrelas (404) e as setas (406).

[00050] De acordo com outras implementações, a fase da matriz vibratória sísmica 104 pode ser controlada tiro a tiro de tal modo que um ruído de tiro residual (RSN) a partir de um único tiro pode ser atenuado no próximo tiro. Para um dado tiro, ruído de tiro residual pode resultar de um tiro anterior ou a partir de tiros anteriores. Se um padrão de tiro da matriz vibratória sísmica 104 é um padrão alternado que alterna entre as ativações de fonte monopolar e ativações de gradiente de fonte em tiros sucessivos, então o ruído de tiro residual a partir da ativação monopolar de tiro pode ter um efeito relativamente forte em uma subsequente ativação de gradiente de fonte.

[00051] Ao controlar a fase dos tiros sucessivos para reduzir o ruído de tiro residual, o intervalo de tiro (a distância ou tempo) entre os tiros sucessivos podem ser reduzidos para aumentar a amostragem em linha utilizando as ativações de fonte monopolar e ativações de gradiente de fonte, sem comprometer a qualidade dos dados de inspeção. Amostragem inline refere-se a aquisição de dados de inspeção em resposta aos respectivos tiros da matriz vibratória sísmica 104. O aumento da amostragem in-line refere-se a aquisição de uma maior quantidade de dados de inspeção, uma vez que um número maior de tiros são fornecidos.

[00052] O aumento de amostragem in-line pode melhorar os resultados de aquisição de dados da inspeção. Por exemplo, aumentando a amostragem in-line pode melhorar os resultados da realização da reconstrução de campo de ondas de linhas cruzadas utilizando dados adquiridos de inspeção, em resposta a campos de ondas de gradientes de fonte. Reconstrução de campo de ondas de linhas cruzadas é discutido mais adiante.

[00053] Um exemplo de uma técnica de remoção ou redução de ruído de tiro residual é descrito na patente norte-americana US Aplicação Provisória n° 61/886.409, intitulado "Using Phase-Shifted Marine Vibrator Sweeps to Reduce the Residual Shot Noise from Previous Shots," arquivados 03 de outubro de 2013 (Attorney Docket No. IS12.2212-US-PSP), que é aqui incorporado por referência para todos os fins. Em algumas implementações, a técnica de remoção ou de redução de ruído de tiro residual na patente norte-americana de Aplicação Provisória n° 61/886.409 pode ser modificado para separar o ruído de fonte monopolar residual (ruído devido a uma ativação de fonte monopolar anterior) de um registro de gradiente de fonte (que contém dados de inspeção obtidos em resposta a um campo de ondas de gradiente de fonte), e para separar o ruído de gradiente de fonte residual (ruído devido a uma ativação de gradiente de fonte anterior) a partir de um registro de fonte monopolar (contendo dados da inspeção obtidos em resposta a um campo de ondas de fonte monopolar).

[00054] Em alguns exemplos, a remoção ou a redução do ruído residual, pode ser conseguida através da variação da fase da ativação de fonte monopolar de 180° a partir de fonte monopolar em fonte monopolar, mantendo a fase de gradiente de fonte constante. Por exemplo, na Fig. 4, a fase da fonte monopolar (representada pela estrela 404-1) pode ser regulada a +90°, enquanto que a fase seguinte da fonte monopolar sucessiva (representada pela estrela 404-2) pode ser fixada em -90°. Assim, as fases de fontes monopolares sucessivas são variadas. A fonte monopolar (404-1) e a fonte monopolar (4042) tem assim uma diferença de fase de 180° uma da outra. As fases utilizadas para as fontes de gradiente de fonte (representada pelas setas 406) não têm que ser modificadas. Outras combinações de fases podem ser utilizadas para alcançar a redução de ruído de tiro residual.

[00055] De acordo com outras implementações, o controle dos vibradores sísmicos da matriz vibratória sísmica 104 pode também ser dividida com base na frequência, por exemplo, de tal forma que a separação entre os vibradores sísmicos é otimizada para produzir um gradiente de diferentes larguras de banda. Em alguns casos, a matriz de fonte sísmica 104 é controlada para produzir gradientes de fonte apenas de alta frequência. Em outras palavras, os vibradores sísmicos da matriz de fonte sísmica 104 que são configurados para gerar campos de ondas de frequências mais altas são controlados para produzir campos de ondas de gradiente de fonte para, pelo menos, certos tiros. À frequências mais baixas, no entanto, os respectivos vibradores sísmicos da matriz vibratória sísmica 104 são controlados para serem varridos em fase, e, portanto, produziriam campos de ondas de fonte monopolar apenas, e não campos de ondas de gradiente de fonte.

[00056] Por exemplo, na disposição da Fig. 2, os vibradores sísmicos 106-1 e 106-2 (que produzem campos de ondas em frequências mais altas) podem ser controlados para alternar entre em fase e em oposição de fase, de tal forma que campos de ondas de fonte monopolar e campos de ondas de gradiente de fonte são alternadamente produzidos a partir de tiro a tiro . No entanto, os vibradores sísmicos 106-3 (que produzem campos de ondas a uma frequência mais baixa) são controlados para estar em-fase (de modo que os vibradores sísmicos 106-3 não produzem campos de ondas de gradiente de fonte).

[00057] Como notado acima, os dados da inspeção adquiridos em resposta aos campos de ondas de gradiente de fonte (tais dados de inspeção são referidos como "dados de gradiente de fonte") podem ser utilizados para executar a reconstrução de linhas cruzadas de fontes. Reconstrução de uma fonte refere-se a estimar uma fonte baseada em fontes reais.

[00058] A Fig. 7 ilustra um padrão de tiro produzido pela matriz vibratória sísmica 104 de deslocamento ao longo de caminhos 702, 704 e 706. Na Fig. 7, as setas mais escuras representam fontes monopolares reais, enquanto que as setas mais leves (tracejada ou pontilhada) representam fontes monopolares reconstruídas. Uma direção da seta 702, 704, ou 706 representa a direção in-line (ou a direção de deslocação da matriz vibratória sísmica 104). A direção de linhas cruzadas é a direção representada pela seta dupla 708, que é geralmente perpendicular à direção in-line. Reconstrução de linha cruzada refere-se a reconstrução das fontes entre as fontes reais na direção de linha cruzada 708. Reconstrução de linha cruzada pode ser realizada por execução da interpolação entre as fontes reais.

[00059] Na Fig. 7, as fontes reconstruídas fornecidas pela reconstrução de linhas cruzadas incluem fontes reconstruídas 710 e 712. As fontes reconstruídas 710 estão entre os caminhos 702 e 704, enquanto as fontes reconstruídas 712 estão entre os caminhos 704 e 706.

[00060] Na utilização de dados de gradiente de fonte (dados da inspeção adquiridos em resposta a um campo de ondas de gradiente de fonte) para a reconstrução de linhas cruzadas, a utilização de um vibrador sísmico de baixa frequência dedicado (s) pode evitar ter que empregar um campo de ondas de gradiente de fonte de baixa frequência , como a reconstrução de linhas cruzadas pode não ter de ser realizada a baixas frequências. Isto tem a vantagem de aumentar a saída de baixa frequência, uma vez que o campo de ondas de gradiente de fonte pode resultar na saída de energia reduzida. Variando as saídas dos diferentes vibradores sísmicos de frequências pode também permitir que os vibradores sísmicos para repetir varreduras em intervalos de tempo diferentes, para permitir a amostragem inline para ser variados para diferentes frequências. Em alguns casos, isso pode permitir um campo de ondas de fonte monopolar e campo de ondas de gradiente de fonte a ser adquirido sem serrilhamento.

[00061] De acordo com algumas implementações, a reconstrução de linhas cruzadas podem incluir para além de reconstrução de fonte lateral Nyquist. Um exemplo de além de reconstrução de fonte lateral Nyquist é descrito em Massimiliano Vassallo et al, "Crossline Wavefield Reconstruction for Multi-Components Streamer Data: Part 1— Multi-Channel Interpolation by Matching Pursuit (MIMAP) Using Pressure and Its Crossline Gradient", SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS (2010), que é incorporada por referência. Considerando que o método de Vassallo et al. executa a reconstrução do campo de ondas no lado do receptor, é de notar que os métodos que utilizam medições de pressão e o seu gradiente de linhas cruzadas pode ser adaptado para aplicação sobre a fonte lateral (por exemplo, para a reconstrução campo de ondas de fonte), tal como o campo de ondas de fonte e campo de ondas de gradiente correspondente ter propriedades semelhantes para o campo de ondas de pressão e seu gradiente.

[00062] Além de realizar a reconstrução de linhas cruzadas, Fig. 7 também descreve a reconstrução in-line para reconstruir fontes monopolares entre fontes monopolar reais em uma direção in-line. Por exemplo, ao longo do percurso 702, fontes monopolares representadas pelas setas mais leves 714 são fontes monopolares reconstruídas fornecidas pela reconstrução in-line.

[00063] De acordo com implementações adicionais, os dados de gradiente de fonte também pode ser utilizados para outros fins. Por exemplo, os dados de fonte de gradiente podem ser utilizados para separação de cima para baixo do campo de ondas de fonte lateral, para fins de deconvolução (para eliminar ou atenuar dados fantasma). Um exemplo de separação de cima para baixo de campo de ondas de fonte lateral é descrita na Patente US N° 7.876.642, que é aqui incorporada por referência.

[00064] Um problema associado com a inspeção sísmica marítima é a presença de dados fantasmas. Dados fantasmas referem-se a dados em dados de medição a partir de reflexões resultantes de uma interface ar-água (por exemplo, 103 na Fig. 1) do meio marítimo. Um campo de ondas sísmicas gerado por uma fonte sísmica é propagado geralmente para baixo para a estrutura do subsolo. Um campo de ondas sísmicas refletido (isto é, em resposta ao campo de ondas sísmica propagado pela fonte sísmica) propaga-se geralmente para cima para um arranjo de receptores sísmicos. No meio marítimo, onde os receptores são geralmente posicionados abaixo da superfície da água, o campo de ondas sísmicas refletido a partir da estrutura do subsolo continua a propagar para cima passado os receptores em direção à interface ar-água, em que o campo de ondas sísmicas é refletido de volta para baixo.

[00065] Este campo de ondas sísmicas refletido para baixo a partir da interface ar-água causa interferência com o campo de ondas que se propaga diretamente para baixo a partir da fonte, resultando em entalhes fantasmas indesejáveis no campo de ondas de fonte. A presença dos entalhes fantasmas pode resultar em precisão reduzida ao gerar uma representação da estrutura subterrânea com base nos dados de medição. Realizando separação de campo de ondas de fonte lateral para baixo permite que o campo de ondas de fonte ascendente a ser determinado, de tal modo que os seus efeitos podem ser atenuados ou removidos para executar deconvolução de fonte lateral.

[00066] Em algumas implementações, dados de fonte monopolar (dados da inspeção adquiridos em resposta a um campo de ondas de fonte monopolar) podem ser combinados com dados de gradiente de fonte (dados da inspeção adquiridos em resposta a um campo de ondas de gradiente de fonte) para remover um fantasma de fonte lateral de dados da inspeção.

[00067] Fonte de dados de gradiente também podem ser utilizados para geração de imagens multi-componente, que também podem ser referido como vetor de imageamento acústico. Um exemplo de vetor de imageamento acústico é descrito em I. Vasconcelos et al., "Reverse-Time Imaging of Dual-Source for Marine Seismic Data Using Primaries, Ghosts, and Multiples " 74th EAGE CONFERENCE & EXHIBITION (junho de 2012), que é aqui incorporada por referência. Imageamento de multi-componente fornece uma alternativa para a reconstrução de campo de ondas, tais como os fornecidos pela reconstrução linhas cruzadas discutidos acima. Os dados de fonte monopolar e dados de gradiente de fonte são adquiridos, e alimentados em imageamento multi-componente (que combina os dados de fonte monopolar e os dados de gradiente de fonte) que produz uma imagem que contém dados interpolados.

[00068] Como referido acima, além de um arranjo de inspeção marítima rebocado, um arranjo de inspeção marítima de fundo d'água pode ser utilizado como alternativa. Em um arranjo de inspeção marítima de fundo d'água, locais de receptores da inspeção podem ser corrigidos. Em uma inspeção marítima de fundo de d'água tradicional, uma embarcação marítima rebocando uma fonte sísmica iria repetir as linhas de fonte sob espaçamentos mais próximos. No entanto, se gradientes de fonte estão disponíveis utilizando técnicas ou mecanismos de acordo com algumas implementações, o espaçamento de linha de fonte (o espaçamento entre as setas 702, 704, 706 na Fig. 7, por exemplo), pode ser aumentada, de tal modo que o tempo de inspeção pode ser reduzido (uma vez que menos tiros têm de ser realizados). No domínio do receptor-comum, a combinação da matriz de gradiente-monopolar de fonte alternando com um multi-componente para além técnica de reconstrução de Nyquist pode permitir que uma amostra de linha cruzada menor seja recuperada a partir da recolha de amostras de linha cruzada mais larga representada na Fig. 7.

[00069] Para aumentar ainda mais a eficiência da inspeção, uma matriz de gradiente-monopolar de fonte alternada (104) pode ser utilizada simultaneamente com outra matriz de gradiente-monopolar de fonte alternada (104). Por exemplo, as fontes podem utilizar uma técnica simultânea de fonte com base no tempo ou fase pontilhada, sequenciação de fase, ou a uma técnica de frequência-escassa. Um exemplo de tempo pontilhado é descrito em Moore et al, "Simultaneous Source Separation Using Dithered Sources", Las Vegas SEG Reunião Anual de 2008, que é aqui incorporada por referência. Um exemplo de sequenciação de fase é descrita na Publicação da Patente US N° US 2014/02781 19, que reivindica prioridade à Aplicação Provisória n° 61/788.265, intitulado "Simultaneous Seismic Sources", arquivados em 15 de março de 2014, ambos aqui incorporadas por referência. Um exemplo de uma técnica de frequência-escassa é descrito na Publicação US N° 2014/0278116, que reivindica prioridade ao Pedido de Patente Provisória N° 61/787,643, intitulada "Frequency-Sparse Sources", depositado em 15 de março de 2013 (N° de Registro Legal IS12.2908), os quais são ambos aqui incorporados por referência.

[00070] Fig. 8 é um diagrama de blocos de um sistema de computador 800, que pode ser parte do controlador 108 representado na Fig. 1. O sistema de computador 800 inclui um módulo de controle de vibrador sísmico 802, que é executável num ou mais processadores 804 para controlar vibradores sísmicos da matriz vibratória sísmica 104. O sistema de computador 800 pode também incluir um módulo de processamento 806, que é executável no(s) processador(es) 804 para executar qualquer uma das tarefas acima referidas, como a reconstrução de linhas cruzadas, reconstrução in-line, reconstrução de cima para baixo de campo de ondas de fonte lateral , e/ou de imageamento de multi-componente, em alguns exemplos. Note-se que o módulo de processamento 806 pode ser fornecido num sistema de computador que é separado de um sistema de computador, incluindo o módulo de controle do vibrador sísmico 802.

[00071] O(s) processador(es) 804 pode(m) ser acoplado(s) a uma interface de rede 808 (para permitir que o sistema de computador 800 se comunique através de uma rede) e um meio de armazenamento (ou meios de armazenamento) 810, para armazenar dados e instruções executáveis por máquina.

[00072] O meio de armazenamento (ou mídia de armazenamento) 810 pode ser implementado como um ou mais meios de armazenamento não transitórios legíveis por computador ou legíveis por máquina. O meio de armazenamento pode incluir diferentes formas de memória, incluindo dispositivos de memória semicondutores tais como memórias de acesso aleatório dinâmico ou estático (DRAMs ou SRAMs), memórias somente de leitura programáveis e apagáveis (EPROMs), memórias somente de leitura eletricamente programáveis e apagáveis (EEPROMs) e memórias flash; discos magnéticos, tais como discos fixos, disquetes e removíveis; outros meios magnéticos, incluindo fita; meios ópticos tais como discos compactos (CDs) ou discos de vídeo digitais (DVDs); ou outros tipos de dispositivos de armazenamento. Observe que as instruções discutidas acima podem ser fornecidas em um meio de armazenamento legível por computador ou legível por máquina, ou alternativamente, podem ser fornecidas em vários meios de armazenamento legíveis por computador ou legíveis por máquina distribuídos em um grande sistema tendo nós possivelmente plurais. Tal meio ou meios de armazenamento legível(eis) por computador ou legível(eis) por máquina média ou mídia é (são) considerado(s) como sendo parte de um artigo (ou um artigo de fabricação). Um artigo ou um artigo de fabricação pode se referir a qualquer componente único ou múltiplos componentes fabricados. O meio ou meios de armazenamento podem ser também localizados na máquina que executa as instruções legíveis por máquina, ou localizados em um local remoto a partir do qual instruções legíveis por máquina podem ser baixadas em uma rede para execução.

[00073] Na descrição anterior, diversos detalhes são apresentados para fornecer uma compreensão do assunto divulgado aqui. No entanto, as implementações podem ser praticadas sem alguns destes detalhes. Outras implementações podem incluir modificações e variações dos detalhes acima discutidos. Pretende-se que as reivindicações anexas cubram tais modificações e variações.

Claims

1. MÉTODO DE INSPEÇÃO SÍSMICA MARÍTIMA, caracterizado pelo fato de que compreende: em uma ou mais localizações espaciais, ativar dois ou mais vibradores sísmicos (106) em uma matriz vibratória sísmica (104) onde a fase relativa de cada vibrador é escolhida de modo que a matriz vibratória sísmica (104) emita fisicamente um campo de ondas de gradiente de fonte para a inspeção de uma estrutura alvo; e em uma ou mais localizações espaciais, ativar dois ou mais vibradores sísmicos (106) na matriz vibratória sísmica (104) onde a fase relativa de cada vibrador é escolhida de modo que a matriz vibratória sísmica (104) emita fisicamente um campo de ondas de monopolo para a inspeção da estrutura alvo.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a produção do campo de ondas de gradiente de fonte e a produção do campo de ondas monopolar são parte de um padrão de campos de ondas de fonte monopolar e campos de ondas de gradiente de fonte produzidos em resposta à ativação de vibradores sísmicos (106) na matriz vibratória sísmica (104).

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ativar os dois ou mais vibradores sísmicos (106) na matriz vibratória sísmica (104) compreende a ativação dos vibradores sísmicos volumétricos na matriz vibratória sísmica (104), a ativação dos vibradores sísmicos volumétricos fazendo com que pelo menos dois dos vibradores sísmicos (106) não estejam em fase, para produzir o campo de ondas de gradiente de fonte.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a ativação dos vibradores sísmicos volumétricos na matriz vibratória sísmica compreende o fornecimento de sinais de ativação para os vibradores sísmicos (106) na matriz vibratória sísmica (104), em que um primeiro sinal de saída, produzido por um dos pelo menos dois vibradores sísmicos volumétricos está fora de fase em relação a um segundo sinal de saída produzido pelo outro dos pelo menos dois vibradores sísmicos volumétricos.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o primeiro e o segundo sinais de saída estão em oposição de fase.

6. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o primeiro e o segundo sinais de saída têm uma diferença de fase, cujo cosseno é menor que zero.

7. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende: em um tempo diferente, ativar os pelo menos dois vibradores sísmicos volumétricos na matriz vibratória sísmica (104) para estarem em fase para produzir um campo de ondas de fonte aproximadamente monopolar.

8. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que os pelo menos dois vibradores sísmicos volumétricos estão separados por uma distância que é menor do que metade de um comprimento de onda de interesse mais curto numa direção do campo de ondas de gradiente de fonte.

9. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que os vibradores sísmicos volumétricos na matriz vibratória sísmica (104) são fornecidos a uma pluralidade de profundidades num corpo de água (100), em que os vibradores sísmicos volumétricos em uma primeira dentre a pluralidade de profundidades emitem em uma primeira frequência, e os vibradores sísmicos volumétricos em uma segunda dentre a pluralidade de profundidades emitem em uma segunda frequência diferente.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que uma distância de separação dos vibradores sísmicos volumétricos é combinada com uma gama de frequência emitida em cada nível de profundidade.

11. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que os vibradores sísmicos volumétricos na primeira profundidade são controlados para fornecer o campo de ondas de gradiente de fonte e um campo de ondas de fonte monopolar para tiros diferentes, e em que os vibradores sísmicos volumétricos na segunda profundidade são controlados para fornecer apenas campos de ondas de fonte monopolar para os diferentes tiros.

12. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: utilizar dados de fonte monopolar adquiridos em resposta a um campo de ondas de fonte monopolar e dados de gradiente de fonte adquiridos em resposta ao campo de ondas de gradiente de fonte para executar deconvolução.

13. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: utilizar dados de fonte monopolar adquiridos em resposta a um campo de ondas de monopolar e dados de gradient de fonte adquiridos em resposta ao campo de ondas de gradient de fonte para realizar imageamento multi-componente.

14. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: utilizando dados de fonte monopolar adquiridos em resposta a um campo de ondas de fonte monopolar e dados de gradiente de fonte adquiridos em resposta ao campo de ondas de gradiente de fonte para executar reconstrução de fonte além de Nyquist.

15. SISTEMA DE COMPUTADOR (800), caracterizado pelo fato de que compreende: pelo menos um processador (804) configurado para: em uma ou mais localizações espaciais, controlar ativação de dois ou mais vibradores sísmicos marítimos (106) em uma matriz vibratória sísmica marítima (104), onde a fase relativa de cada vibrador é escolhida de modo que a ativação faça a matriz vibratória sísmica (104) emitir fisicamente um campo de ondas de gradiente de fonte para a inspeção de uma estrutura alvo; e em uma ou mais localizações espaciais, controlar ativação dos dois ou mais vibradores sísmicos marítimos (106) na matriz vibratória sísmica marítima (104), onde a fase relativa de cada vibrador é escolhida de modo que a matriz vibratória sísmica (104) emita fisicamente um campo de ondas de monopolo para a inspeção de uma estrutura alvo.

16. Sistema de computador (800), de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que os pelo menos dois vibradores sísmicos marítimos (106) são separados por uma distância que está entre um terço e metade de um comprimento de onda de interesse mais curto numa direção do campo de ondas de gradiente de fonte.

17. Sistema de computador (800), de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (804) é configurado para ainda: controlar fases de pelo menos um subconjunto dos vibradores sísmicos marítimos (106) na matriz vibratória sísmica marítima (104) em diferentes tiros para fornecer redução de ruído residual entre os tiros sucessivos.

18. Sistema de computador (800), de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um processador (804) é configurado para ainda: utilizar os dados adquiridos de fonte monopolar em resposta a um campo de ondas de fonte monopolar e dados de gradiente de fonte adquiridos em resposta ao campo de ondas de gradiente de fonte para executar uma ou mais de deconvolução, imageamento multi-componente e reconstrução de fonte de linha cruzada.

19. ARTIGO, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos um meio de armazenamento não transitório legível por computador armazenado instruções que mediante execução fazem um sistema: em uma ou mais localizações espaciais, controlar ativação de dois ou mais vibradores sísmicos marítimos (106) em uma matriz vibratória sísmica marítima (104), onde a fase relativa de cada vibrador é escolhida de modo que a ativação faça a matriz vibratória sísmica (104) emitir fisicamente um campo de ondas de gradiente de fonte para a inspeção de uma estrutura alvo; e em uma ou mais localizações espaciais, controlar ativação dos dois ou mais vibradores sísmicos marítimos (106) na matriz vibratória sísmica marítima (104), onde a fase relativa de cada vibrador é escolhida de modo que a matriz vibratória sísmica (104) emita fisicamente um campo de ondas de monopolo para a inspeção de uma estrutura alvo.