BR112018005917B1 - Método e sistema para gerar dados geofísicos - Google Patents

Abstract

MÉTODO E SISTEMA PARA GERAR DADOS GEOFÍSICOS. Um método de gerar dados geofísicos usando pelo menos uma fonte, o método compreendendo gerar um campo de onda geofísico com uma assinatura variada usando pelo menos uma fonte, em que a assinatura é variada em um padrão periódico.

Description

[0001] A presente invenção relaciona-se a um método e sistema para gerar dados geofísicos.

[0002] Ao gerar dados geofísicos, um campo de onda geofísico é tipicamente gerado por uma fonte. Exemplos de fontes conhecidas são armas de ar únicas e arranjos de arma de ar, vibradores únicos e arranjos de vibrador, armas de água, dinamite, e fontes elétricas e magnéticas. Energia geofísica é então registrada por um receptor em um local distante da fonte. Os dados geofísicos registrados pelo receptor tipicamente compreendem uma porção de dados do campo de onda geofísico gerado pela fonte, e também podem compreender dados geofísicos não se originando da fonte (por exemplo ruído, interferência e/ou energia geofísica de outra fonte ativa ou passiva). É desejável saber quais partes dos dados geofísicos registrados pelo receptor se originam da fonte. Na técnica anterior, tentativas foram feitas para fazer isto usando tremores de tempo aleatório ou codificando fontes usando sequências ortogonais.

[0003] Em US 2014/0278119, uma técnica é empregada onde fases de varreduras de frequência são variadas de tiro a tiro.

[0004] Porém, os inventores presentes idealizaram um método e sistema melhorados para gerar dados geofísicos.

[0005] Em um primeiro aspecto, a invenção provê um método de gerar dados geofísicos usando pelo menos uma fonte, o método compreendendo gerar um campo de onda geofísico com uma assinatura variada usando pelo menos uma fonte, em que a assinatura é variada em um padrão periódico.

[0006] Os inventores acharam que variando a assinatura do campo de onda geofísico gerado em um padrão periódico pode melhorar grandemente: a eficiência de aquisição de dados geofísicos, a eficiência de modelagem geofísica, cancelamento de interferência, redução de ruído, 'deghosting' e a precisão de cálculos de gradiente de lado de fonte. Estas melhorias são discutidas em maior detalhe abaixo.

[0007] Como discutido acima, um campo de onda geofísico é tipicamente gerado por uma fonte. A fonte pode produzir um campo de onda geofísico a intervalos em tempo, que podem ser intervalos regulares em espaço e/ou tempo. A geração do campo de onda é tipicamente chamada um "tiro". Um receptor registra a energia geofísica, a energia compreendendo o campo de onda gerado. O receptor tipicamente registra a energia geofísica em vários traços que são sequenciais em tempo com respeito um ao outro. O receptor é tipicamente ativado com a fonte tal que o receptor comece a gravar cada traço quando um tiro é disparado, por exemplo quando um tiro é disparado, um novo traço é registrado. Deste modo, o receptor registra um traço para cada tiro disparado. Alternativamente, pode ser que um campo de onda geofísico seja gerado continuamente pela fonte e que dados sejam registrados continuamente pelo receptor. Neste caso, o campo de onda gerado e os dados recebidos podem ser divididos em segmentos de tempo. Estes segmentos também podem ser chamados tiros, e podem ser tratados equivalentemente a tiros discretos.

[0008] Uma pluralidade de receptores em locais variados é tipicamente usada. O receptor tipicamente registra o campo de onda geofísico no domínio de tempo-espaço.

[0009] Quando nenhum padrão de assinatura periódico é usado, os inventores observaram que se os dados geofísicos registrados forem transformados em outro domínio (tal como frequência-número de onda), substancialmente todos os dados estão localizados em só uma porção do espaço daquele domínio, isto é, há porções do espaço desse domínio onde substancialmente nenhum dado existe. Por exemplo, quando nenhum padrão de assinatura periódico é usado e os dados registrados são transformados no domínio de frequência-número de onda, todos os dados caem dentro de um cone de sinal centrado ao redor de número de onda k = 0. Em todos os locais no domínio fora do cone de sinal e até o número de onda de Nyquist kN, não há dados geofísicos. Isto está descrito em mais detalhe abaixo com referência à Figura 1.

[0010] Os inventores perceberam que se fosse possível mover pelo menos alguns dos dados de uma fonte particular registrada a um receptor a um local diferente no outro domínio, então mais do espaço no outro domínio poderia ser usado.

[0011] Os inventores também perceberam que isto poderia permitir o uso de múltiplas fontes simultâneas, por exemplo, com os dados de cada fonte tendo seu próprio local no outro domínio. Desde que dados de cada fonte poderiam ter seu próprio local no outro domínio, é possível saber quais dados vieram de qual fonte, e é possível separar os dados de cada fonte. Isto permite maior densidade de amostragem de dados, e consequentemente maior eficiência. Semelhantemente, os inventores perceberam que quando dados de cada fonte têm seu próprio local no outro domínio, então os dados registrados podem ser filtrados diretamente no domínio no qual estão registrados (por exemplo, domínio de tempo-espaço ou frequência-espaço) para extrair ou rejeitar dados de cada fonte.

[0012] Os inventores também perceberam que princípios semelhantes também poderiam ser usados para mover o sinal de dados no outro domínio a um local longe de dados registrados de ruído e/ou interferência, ou equivalentemente mover ruído e/ou interferência longe do sinal de dados. Os dados do ruído e/ou interferência poderiam então ser usados ou removidos. Equivalentemente, os dados poderiam ser filtrados no primeiro domínio (isto é, o domínio no qual estão registrados) para remover o ruído e/ou interferência.

[0013] Também pode haver numerosos outros usos e benefícios associados com poder mover dados no outro domínio.

[0014] Os inventores descobriram que usando uma assinatura variada periódica no campo de onda geofísico gerado, os dados registrados daquele campo de onda poderiam, quando transformados em um domínio apropriado, ser trocados de seu local esperado. É este princípio que os inventores descobriram e de qual as numerosas vantagens e aplicações discutidas acima, e em mais detalhe abaixo, surgem.

[0015] Assim, o padrão periódico pode ser tal que, quando o campo de onda geofísico é registrado e os dados geofísico registrados são transformados em outro domínio apropriado, pelo menos alguns dos dados geofísicos registrados são trocados a um local que é diferente do local onde os pelo menos alguns dos dados geofísicos teriam sido obtidos se a assinatura variada não tivesse sido usada. O local onde os pelo menos alguns dos dados geofísicos teriam sido obtidos se a assinatura variada não tivesse sido usada pode ser o local onde os pelo menos alguns dos dados geofísicos teriam sido obtidos se a assinatura variada não tivesse sido usada. Ao usar um campo de onda sísmico, e ao transformar no domínio de frequência-número de onda, este local pode ser um cone de sinal centrado ao redor de k = 0.

[0016] O método usa uma variação determinística da assinatura da fonte tal que, quando o campo de onda geofísico gerado é registrado e transformado em um domínio apropriado, o local de pelo menos parte dos dados geofísicos registrados seja trocado nesse domínio. A assinatura pode ser variada em um padrão repetido. A assinatura pode ter uma variação periódica determinística.

[0017] A variação periódica em assinatura pode ser uma variação periódica da assinatura de campos de onda gerados subsequentes (por exemplo de tiro a tiro). Assim, a assinatura de cada campo de onda gerado pode não variar com respeito a si mesmo (isto é, cada campo de onda gerado pode ter só uma assinatura), mas a assinatura de cada campo de onda pode variar com respeito às assinaturas de outros campos de onda gerados, gerados a locais e/ou tempos diferentes.

[0018] Um domínio apropriado é qualquer domínio que mostra uma troca no local dos dados geofísicos. Por exemplo, os dados geofísicos podem ser registrados em um domínio de tempo-espaço. O outro domínio pode ser um domínio de frequência- número de onda ou um domínio de tau-p.

[0019] A troca pode ser uma troca ao longo do eixo no domínio transformado.

[0020] O método pode compreender gravar a energia geofísica para produzir dados geofísicos usando pelo menos um receptor, a energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico de propagação gerado a pelo menos uma fonte; e transformar os dados geofísicos em outro domínio. O outro domínio pode ser um domínio tal que pelo menos alguns dos dados geofísicos sejam trocados a um local que é diferente do local no outro domínio onde os pelo menos alguns dos dados geofísicos teriam sido obtidos se a assinatura variada não tivesse sido usada. Aqui, os pelo menos alguns dos dados geofísicos registrados podem ser tudo ou parte dos dados geofísicos registrados se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado pela fonte.

[0021] O receptor pode registrar a energia geofísica no domínio de espaço-tempo.

[0022] A transformada pode ser qualquer transformada capaz de transformar os dados no domínio apropriado. A transformada pode ser um de transformada espacial. A transformada pode ser uma transformada de Fourier. A transformada pode ser uma transformada de radon. A transformada pode ser uma transformada de tau-p.

[0023] Quando no domínio apropriado, a troca no local de dados devido ao padrão de assinatura periódico pode ser uma troca em uma dimensão, que é a transformada de uma dimensão espacial. Quando no domínio de frequência-número de onda, a troca pode ser por kN/n, por exemplo kN, kN/2, kN/3, etc., onde kN é o número de onda de Nyquist.

[0024] O pelo menos um receptor pode estar a uma distância da pelo menos uma fonte.

[0025] Pode haver uma pluralidade de receptores espaçados em uma direção geralmente linear.

[0026] A pelo menos uma fonte pode ser movida entre locais diferentes entre gerar tiros subsequentes. A fonte pode ser movida a uma velocidade constante, e os tiros podem ser disparados a intervalos de tempo constantes, de modo a formar espaçamento de distância uniforme entre locais de tiro. Porém, pode ser que, devido a fatores ambientais por exemplo (tais como ventos, correntes de mar, etc.), a fonte pode não ser movida a uma velocidade constante. Neste caso, os campos de onda podem ainda ser gerados à separação de distância constante variando o tempo por conseguinte entre tiros subsequentes. A fonte pode ser movida linearmente, de forma que locais de tiro formem uma linha reta. A fonte pode ser movida tal que uma grade substancialmente uniforme de locais de tiro seja formada.

[0027] O método pode compreender isolar os dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico gerado da fonte de quaisquer outros dados geofísicos que podem estar presentes no outro domínio. Isto pode ser feito, por exemplo, emudecendo os outros dados geofísicos. Os outros dados geofísicos podem ser de outras fontes, ou interferência, ou ruído. Os dados geofísicos isolados se originando do campo de onda geofísico gerado podem então ser transformados de volta aos no domínio no qual eram registrados (por exemplo, o domínio de tempo-espaço). Assim, um conjunto de dados geofísicos correspondendo à fonte (ou cada) pode ser obtido. Este conjunto de dados pode ser condicionado (por exemplo, matematicamente) para remover a variação imposta nele pela assinatura variada. Por exemplo, a polaridade de traços apropriados pode ser mudada, ou o tempo de gatilhos diferentes pode ser mudado. Este condicionamento resulta em um conjunto de dados geofísicos correspondendo a pelo menos uma fonte que está em uma forma convencional (isto é, como se fossem gerados sem qualquer assinatura de fonte variada), mas que foram separados/isolados prosperamente de outros sinais de energia geofísicos que podem estar presentes.

[0028] O método pode compreender gravar a energia geofísica para produzir dados geofísicos usando pelo menos um receptor, a energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico de propagação gerado na pelo menos uma fonte; e isolar os dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado na pelo menos uma fonte de quaisquer outros dados geofísicos que pode estar presentes no outro domínio.

[0029] A etapa de isolamento pode compreender filtrar os dados registrados. Esta filtragem pode ocorrer no domínio no qual a energia geofísica é registrada. Esta filtragem pode ocorrer no domínio de espaço-tempo ou no domínio de espaço- frequência. Assim, pode não haver nenhuma necessidade para transformar os dados registrados em um domínio transformado. O filtro aplicado pode ser um filtro espacial, por exemplo um filtro de espaço-tempo ou um filtro de espaço-frequência. O filtro pode ser escolhido/criado/modelado baseado no conhecimento que a assinatura variada criará uma troca no domínio transformado. Por exemplo, a pessoa qualificada pode apreciar que se dados forem para serem trocados no espaço de número de onda, então um filtro espacial pode ser aplicado em espaço espacial de modo a isolar uma porção dos dados que seriam trocados se todos os dados fossem transformados em espaço de número de onda. O filtro pode ser projetado tal que tenha as propriedades de isolação/extração/rejeição de dados equivalentes como as etapas de transformação, isolação e re-transformação discutidas acima (isto é, pode isolar os mesmos dados como o outro método de isolamento, mas sem requerer a etapa de transformar os dados).

[0030] Por exemplo, pode ser possível projetar um filtro, que pode incluir uma transformada, que extrai efetivamente o sinal desejado (por exemplo, o sinal que seria trocado no domínio transformado). Os dados no domínio registrado podem então ser convolvidos com este filtro para produzir os dados procurados no domínio registrado. O ponto chave é que a filtragem dos dados no domínio registrado pode alcançar igualmente bem isolamento dos dados desejados se um filtro satisfatório for usado. Um tal filtro pode ser projetado com uma compreensão da teoria e com um conhecimento da assinatura de fonte variada. Assim, o isolamento pode ser alcançado convolvendo dados de espaço-tempo ou espaço-frequência com um filtro de espaço- tempo ou espaço-frequência. O filtro pode ser projetado de forma que extraia ou rejeite a porção do espaço de domínio transformado (por exemplo, o espaço de frequência- número de onda). Um tal filtro pode não ser limitado a espaço-tempo ou espaço de espaço-frequência; em lugar disso, pode em qualquer domínio no qual dados são registrados.

[0031] Estes dados isolados também podem ser condicionados.

[0032] Condicionamento pode ocorrer no domínio no qual os dados geofísicos foram registrados. Condicionamento pode ocorrer no domínio de espaço-tempo ou espaço-frequência.

[0033] O padrão periódico pode ser tal que, depois de transformar os dados geofísicos registrados no outro domínio, uma primeira porção dos dados geofísicos registrados seja trocada a um local que é diferente do local no outro domínio onde a primeira porção dos dados geofísicos teria sido obtida se a assinatura variada não tivesse sido usada (isto é, um local trocado), e uma segunda porção dos dados geofísicos registrados está em um local que é igual ao local no outro domínio onde a segunda porção dos dados geofísicos teria sido obtida se a assinatura variada não tivesse sido usada (isto é, um local não trocado). Olhado de outro modo, o padrão periódico pode ser tal que, depois de transformar os dados geofísicos registrados em outro domínio apropriado, uma primeira porção dos dados geofísicos registrados se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado por pelo menos uma fonte seria trocada relativa a uma segunda porção dos dados geofísicos registrados se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado por pelo menos uma fonte. Isto é diferente para US 2014/0278119, onde todos os dados se originando de uma fonte são trocados.

[0034] A segunda porção pode ser a porção restante dos dados registrados, isto é, os dados registrados podem consistir na primeira e na segunda porções. Alternativamente, pode haver outras porções presentes trocadas relativas à primeira e à segunda porções.

[0035] Assim, deveria ser apreciado que os dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico gerado podem ser divididos em duas (ou mais) porções diferentes que são trocadas a locais diferentes no domínio transformado. Alguns dos dados se originando da fonte (a segunda porção) são achados em um local e alguns dos dados se originando da fonte (a primeira porção) são achados em local trocado relativo à segunda porção. Assim, pode ser apreciado que a primeira e a segunda porções são incompletas relativas ao sinal de dados completo que teria sido recebido em um local não tendo nenhuma assinatura variada usada. Na aplicação presente, o efeito multiplicativo destas porções perdidas dos dados é chamado "fantasmas" em cada porção dos dados. Estes "fantasmas" podem ser considerados serem funções que, quando multiplicadas com o de sinal de dados completo produzem as porções diferentemente trocadas do sinal de dados completo. Cada porção de dados tem um "fantasma" associado e o "fantasma" associado com cada porção de dados pode ser diferente para os fantasmas associados com as outras porções, isto é, o "fantasma" associado com a primeira porção (o "primeiro fantasma") é geralmente diferente ao "fantasma" associado com a segunda porção (o "segundo fantasma"). Porém, a soma de todos os fantasmas deveria essencialmente igualar 1 (um) como nenhuma energia/dados são perdidos ou criados ao dividir os dados na primeira e segunda porções, isto é, substancialmente nenhum dado é perdido ou criado, é apenas que algum foi trocado relativo ao resto. Assim, olhado de outro modo, a primeira porção dos dados pode ser igual aos dados completos multiplicados pelo primeiro "fantasma" (trocado ao primeiro local), e a segunda porção dos dados pode ser igual aos dados completos multiplicados pelo segundo "fantasma". O primeiro fantasma mais o segundo fantasma pode igualar 1 (um), onde os dados completos estão divididos em só duas porções.

[0036] Os inventores idealizaram um método de reconstruir estes dados trocados parcialmente de modo a obter dados trocados completamente. Os inventores também idealizaram um método de remover a segunda porção (por exemplo, porção não trocada) dos dados. Uma vez que estas duas etapas sejam executadas, deveria ser apreciado que os dados parecerão efetivamente ter sido trocados completamente. Estas duas etapas podem ser executadas numericamente/matematicamente. Os detalhes destas etapas estão publicados abaixo.

[0037] Quando o dados sofreram uma troca parcial devido a uma assinatura de fonte periódica variada, os dados trocados podem ser vistos claramente e identificados no domínio transformado (porque estão trocados longe do resto dos dados). Porém, a porção não trocada dos dados se originando do campo de onda gerado pode não ser claramente tão identificada porque pode haver dados de outras fontes no local não trocado. Assim, só a porção trocada pode ser identificada confiantemente.

[0038] Porém, desde que a porção trocada é conhecida, a porção trocada pode ser "deghosted". Como mencionado acima, o termo "fantasma" se refere ao efeito multiplicativo das partes perdidas dos dados na porção trocada (a porção perdida estando relacionada à porção não trocada). Consequentemente, "deghosting" se refere a remover os fantasmas preenchendo a porção perdida da porção de dados trocada no local trocado, isto é, removendo efetivamente a porção perdida dos dados no local trocado.

[0039] Em contraste, desde que US 2014/0278119 troca todos os dados de uma fonte, não há nenhuma troca parcial dos dados em US 2014/0278119. Os inventores presentes idealizaram um método que permite a todos os dados de uma fonte serem trocados, até mesmo se a variação de assinatura de fonte for só tal que só uma primeira porção dos dados da fonte a ser trocada: a segunda porção (ou restante) é trocada ou considerada calculando-a da primeira porção. Este método em troca permite o uso de variações de assinatura muito mais primitivas (tais como as que causam só troca parcial dos dados, tal como tremor de tempo, variações de amplitude), em lugar de as variações de fase muito mais precisas requeridas por US 2014/0278119. Usar variações de assinatura mais primitivas é vantajoso como elas são mais fáceis de controlar e permitem o uso de fontes mais convencionais mais baratas e mais simples, tais como armas de ar. Essencialmente, o fato que os inventores idealizaram um método que trabalha para uma variação de assinatura que só troca parte da data de uma fonte conduz a um método muito mais simples, mais robusto e mais barato de adquirir dados sísmicos, em comparação a US 2014/0278119.

[0040] A teoria atrás do método exposto em US 2014/0278119 é uma propriedade de troca bem conhecida de Transformadas de Fourier. Esta propriedade de troca requer uma modulação exata e específica da fonte. Os inventores presentes avançaram de US 2014/0278119 visto que eles idealizaram um método onde não há nenhuma necessidade para ter tais funções de modulação exatas e específicas como prescrito pela propriedade de troca. Pela primeira vez, os inventores presentes idealizaram um novo método (baseado em uma nova equação que os inventores derivaram) que permite (pelo menos) troca parcial dos dados até mesmo com modulação menos exata e específica da assinatura de fonte. Quaisquer dados não trocados podem ser achados da teoria derivada recentemente e então trocados para trocar completamente os dados efetivamente, mas sem requerer a modulação de assinatura de fonte exata e específica. Isto permite fontes marinhas mais baratas, mais simples, mais convencionais (tais como armas de ar) para desfrutar os mesmos benefícios como as fontes de vibroseis marinhas descritas em US 2014/0278119 (por exemplo, para a aquisição de fonte simultânea). O método presente pode compreender as etapas de: identificar a primeira porção; e processar os dados para calcular um sinal de dados completo no local trocado da primeira porção usando a primeira porção identificada. US 2014/0278119 não inclui uma tal etapa desde que os dados de uma dada fonte são necessariamente sempre trocados completamente. O "sinal de dados completo" aqui é pretendido significar os dados que teriam sido trocados ao local trocado a assinatura foi variada em um tal padrão para alcançar isto, isto é, que substancialmente todos os dados se originando do campo de onda gerado são trocados efetivamente ao local trocado da primeira porção (por uma combinação de trocar de fato os dados e trocar matematicamente/numericamente os dados).

[0041] O cálculo do sinal de dados completo no local trocado da primeira porção usando a primeira porção identificada (isto é, o "deghosting" da primeira porção) pode ser alcançado por desconvolução da primeira porção. A desconvolução é alcançada sabendo a troca esperada da primeira porção (por exemplo, a porção trocada esperada e a porção não trocada esperada) para um dado padrão de assinatura de fonte, que pode ser derivado de teoria. A primeira porção pode ser desconvolvida para achar o sinal de dados completo no primeiro local trocado usando uma função/equação derivada de teoria. A primeira porção pode ser desconvolvida com um primeiro fantasma, o primeiro fantasma tido sido derivado de teoria (desde que a primeira porção é igual ao primeiro fantasma multiplicado pelos dados completos, se a primeira porção for conhecida e o primeiro fantasma pode ser derivado de teoria, os dados completos podem ser recuperados através de desconvolução).

[0042] Alternativamente a desconvolução, também é possível calcular a segunda porção, desde que a primeira porção é conhecida (desde que foi identificada). Isto pode ser calculado sabendo a troca de dados esperada para um dado padrão de assinatura de fonte. Isto pode ser derivado de teoria. Uma vez que a segunda porção seja calculada, ela pode ser acrescentada à primeira porção no primeiro local trocado apropriado. Isto também alcança o 'deghosting' desejado.

[0043] Desconvolução é preferível desde que é alcançada em uma etapa e não requer a etapa explícita de calcular a porção não trocada dos dados. Porém, ambas estas técnicas alcançam o mesmo resultado de "deghosting" a primeira porção dos dados.

[0044] Uma vez a primeira porção foi identificada, o método também pode compreender processar os dados para remover a segunda porção dos dados usando a primeira porção identificada.

[0045] Isto pode ser alcançado calculando efetivamente a segunda porção da primeira porção. Isto pode ser feito calculando o sinal de dados completo usando a primeira porção (isto é, "deghosting" a primeira porção, como discutido acima) e então calculando a segunda porção dos dados completos (i.e. "reghosting" os dados completos, usando uma função de fantasma correspondendo à segunda porção). Esta operação pode ser pensada como "reghosting" a primeira porção "deghosted" de forma que a primeira porção "reghosted e deghosted" tenha dados que só correspondem àquela da segunda porção. Isto pode ser alcançado por convolução do sinal de dados completo no primeiro local trocado. A convolução é alcançada sabendo a troca esperada da primeira porção relativa à segunda porção (por exemplo, a porção trocada esperada e a porção não trocada esperada) para um dado padrão de assinatura de fonte, que pode ser derivado de teoria. Os dados completos (achados 'deghosting' a primeira porção) podem ser convolvidos com um segundo fantasma, o segundo fantasma tido sido derivado de teoria (desde que a segunda porção é igual ao segundo fantasma multiplicado pelos dados completos, se os dados completos forem conhecidos e o segundo fantasma pode ser derivado de teoria, a segunda porção pode ser calculada através de convolução).

[0046] Alternativamente à convolução, também é possível calcular a segunda porção, desde que a porção trocada é conhecida (desde que foi identificada). Isto pode ser calculado conhecendo a troca esperada pela primeira porção para um dado padrão de assinatura de fonte. Isto pode ser derivado de teoria.

[0047] Indiferente de se a segunda porção calculada é achada "reghosting" a primeira porção "deghosted", ou por cálculo direto da primeira porção, uma vez que a segunda porção é calculada, ela pode ser subtraída dos dados registrados no local da segunda porção (que pode ser o local não trocado).

[0048] Em uma concretização particularmente preferida, a conclusão numérica/matemática do sinal de dados completo no primeiro local trocado e a remoção da segunda porção dos dados do segundo local pode ser executada simultaneamente, ou em uma única etapa, por exemplo usando um filtro comum.

[0049] O efeito líquido de 'deghosting' e 'reghosting' é que a segunda porção (a porção não trocada) dos dados pode aparecer ter sido trocada efetivamente ao local trocado. Isto pode ser alcançado por uma técnica de processamento de dados, como discutido acima.

[0050] Alternativamente, o efeito líquido de 'reghosting' e/ou 'deghosting' pode ser alcançado projetando um filtro apropriado. Usar um tal filtro (como discutido acima) pode remover a necessidade para transformar os dados no outro domínio.

[0051] A assinatura variada periódica pode ser modelada como uma função matemática que modula o campo de onda geofísico gerado e os dados geofísicos registrados.

[0052] Por exemplo, quando a assinatura é variada em usando tremor de tempo (veja abaixo) tal que o tempo de gatilho de todo o segundo campo de onda da fonte gerado esteja atrasado, ou avançado, antes de um tremo de tempo T, a função moduladora pode ser:

[0053] onde n é número de traço. Se a função moduladora g(n) for aplicada a dados convencionais (isto é, sem tremor de tempo), e a transformada de Fourier do produto for levada, o resultado é:

[0054] onde

[0055] Da equação 2, o termo está centrado ao redor de k = 0 e é a porção não trocada. O termo e está centrado ao redor de k = kN e é a porção trocada. Como mencionado acima, a porção trocada pode ser identificada e medida dos dados registrados e transformados, mas pode ser difícil medir a porção não trocada. Porém, as partes perdidas dos dados trocados podem ser preenchidas (isto é, os "fantasmas" na porção trocada podem ser "deghosted") usando a Equação 2 (ou qualquer outro modelo para um padrão de assinatura de fonte diferente) através de desconvolução. Usando a equação 2 como um exemplo, os dados completos podem ser calculados usando a primeira porção (trocada) dos dados porque

[0056] Alternativamente, a porção não trocada pode ser calculada efetivamente usando a Equação 2 (ou qualquer outro modelo para um padrão de assinatura de fonte diferente) porque a porção trocada é conhecida. Uma vez que a porção não trocada foi calculada, ela pode ser acrescentada à porção trocada dos dados no local trocado. Estes dados pareceriam efetivamente dados trocados completamente. Ademais, a porção não trocada calculada pode ser apagada dos dados registrados no local não trocado para remover a porção não trocada nos dados medidos, por exemplo "reghosting" a porção trocada "deghosted" de modo a achar só os dados correspondendo aos "fantasmas" na primeira porção, e subtraindo os dados trocados "deghosted" e "reghosted" dos dados não trocados. Usando a equação 2 como um exemplo, a segunda porção (não trocada) pode ser calculada usando os dados completos (achados "deghosting" a primeira porção)

[0057] A porção trocada pode ser 'deghosted' usando modelagem matemática (por exemplo usando a equação 2), onde a porção trocada e os dados totais são conhecidos dos dados transformados.

[0058] Depois de 'reghosting' e/ou 'deghosting', os dados trocados (completamente) podem ser isolados e processados como discutido acima.

[0059] Porém, pode não ser necessário 'deghost'/'reghost' os dados para produzir dados úteis. Por exemplo, a porção trocada sozinha pode ser isolada emudecendo os dados restantes (que inclui a porção não trocada), ou a porção trocada sozinha pode ser emudecida deixando a porção não trocada e quaisquer outros dados registrados de outras fontes de energia. Pode ser que só os dados trocados sejam isolados ou removidos. (Como discutido abaixo, alguns dos dados podem ser trocados e alguns dos dados podem não ser trocados). Se, por exemplo, só os dados trocados (isto é, dados trocados não 'deghosted') forem removidos, então atenuação de ruído de tiro residual parcial pode ser alcançada.

[0060] A assinatura da fonte pode ser qualquer característica da fonte que, quando variada periodicamente (por exemplo, de tiro a tiro), pode causar a troca de local de pelo menos alguns dos dados quando transformados em um domínio apropriado. Por exemplo, o tempo ao qual o campo de onda é gerado pela fonte pode ser variado, e/ou a polaridade da fonte e/ou a fase da fonte e/ou a amplitude da fonte pode ser variada. Estes são quatro exemplos da assinatura da fonte. Também pode haver outras características da fonte que podem ser variadas periodicamente de modo a embalar a troca de dados. Por exemplo, quando a fonte é um arranjo de armas de ar, os seguintes parâmetros influenciam a assinatura da fonte: número de armas, geometria de armas, profundidade, pressão, temporização, velocidade de água, condições de temperatura de mar e superfície de mar. Ademais, assinaturas de fontes de vibrador e arranjos de vibrador podem depender de número de vibradores, geometria, varredura, sequência, temporização/atraso/avanço e polaridade.

[0061] Como mencionado acima, a assinatura pode ser variada usando tremor de tempo. Tipicamente, uma fonte gera campos de onda a tempos espaçados regularmente ou em locais espaçados regularmente quando a fonte é movida. Também é conhecido usar tremores aleatórios em que os tempos que tiros subsequentes são disparados são tremidos aleatoriamente. Porém, o método presente pode usar um padrão de tremor de tempo periódico (isto é, quando tremor de tempo é usado para implementar a invenção, ele é periódico). Pode ser considerada ser uma aproximação de tremor de tempo discreta.

[0062] Um tremor de tempo é onde os campos de onda gerados, que seriam gerados tipicamente em um certo momento, são ativados ao invés a um tempo ligeiramente atrasado, ou avançado. Por exemplo, sem tremor de tempo, o campo de onda gerado pode ser gerado quando uma fonte em movimento alcança um certo local espacial (conhecido, por exemplo, por GPS). Quando a fonte alcança o local, a fonte se ativa e um campo de onda é gerado. Um tremor de tempo pode ser onde a fonte não se ativa assim que a fonte alcança o dado local; ao invés, a fonte pode se ativar a um momento ligeiramente atrasado (ou pode ser ativada a um momento ligeiramente avançado logo antes que a fonte alcance o dado local). Alternativamente, a fonte, sem tremor de tempo, pode gerar campos de onda a tempos igualmente espaçados. Um tremor de tempo neste caso pode ser onde a fonte ao invés é ativada a um tempo ligeiramente atrasado, ou avançado, em comparação a seu tempo de gatilho esperado. O tremor de tempo pode ser considerado ser um atraso, ou avanço determinístico, do tempo de gatilho de fonte em comparação a um tempo de gatilho esperado.

[0063] Como um exemplo de tremor de tempo periódico, todo segundo tiro de fonte poderia ser ativado com um atraso constante de tempo T. Certamente, outros padrões de tremor de tempo podem ser usados, por exemplo todo terceiro campo de onda gerado, quarto campo de onda gerado, n-ésimo campo de onda gerado poderia ser tremido ou campos de onda gerados diferentes poderiam ser tremidos por quantidades diferentes. Alternativamente, o padrão pode ser dois tiros sucessivos sem atraso, então dois tiros sucessivos atrasados por uma troca de tempo constante, os dois tiros sucessivos sem troca de tempo, etc. Tudo que é necessário é que o padrão de tremor seja periódico tal que produza uma troca nos dados quando são transformados em um domínio apropriado.

[0064] O tremor de tempo T pode ser de qualquer duração, mas pode ser preferivelmente até 10 ms, 20 ms, 30 ms, 40 ms, 50 ms, 100 ms ou 200 ms, preferivelmente entre 10 ms e 40 ms, entre 40 ms e 200 ms, preferivelmente maior que 200 ms.

[0065] O tremor de tempo T é preferivelmente substancialmente menos que o tempo levado para mover a fonte entre locais de tiro adjacentes. Isto significa que o local de tiro selecionado não é movido grandemente pelo tempo de atraso T. O tremor de tempo T é preferivelmente substancialmente menos que o tempo entre campos de onda gerados, que podem ser tipicamente até 5 s, 10 s ou 20 s.

[0066] Preferivelmente, o tremor de tempo T é selecionado de modo a evitar ser n/2 do período da frequência (dominante) do campo de onda geofísico. Isto é para ser evitado, se possível, porque quando tremor de tempo T é n/2 do período da frequência (dominante) do campo de onda geofísico, então um dos termos na equação 2 será zero, que pode produzir questões durante processamento de dados (por exemplo, dividir por zero causa singularidades).

[0067] Como mencionado acima, filtros no domínio de gravação (por exemplo, espaço-tempo) podem ser projetados para predizer, extrair, ou rejeitar componentes dos dados em que nós estamos interessados (por exemplo, da uma ou mais fontes).

[0068] Como mencionado acima, usar tremor de tempo pode conduzir a só troca parcial dos dados no domínio transformado. A origem desta troca parcial é explicada agora ademais.

[0069] Levando o caso onde todo segundo traço tem um tremor de tempo T comparado a traços vizinhos, a função moduladora que descreve como o tremor de tempo altera dados convencionais f(n) (isto é, não tremidos) é:

[0070] Equação (3) pode ser escrita mais compactamente como, a soma de duas funções moduladoras (uma das quais é uma constante com respeito a n). Isto é igual a equação 1:

[0071] Finalmente, nós aplicamos a função moduladora g(n) aos dados convencionais f(n) e levamos a transformada de Fourier e obtemos o resultado:

[0072] Equação 5 mostra que os dados geofísicos serão mapeados em dois lugares. Parte dos dados permanecerá ao cone de sinal centrado ao redor de k = 0 e a outra parte dos dados será mapeada a um cone de sinal centrado ao redor do número de onda de Nyquist kN.

[0073] Como explicado acima, só sabendo uma destas partes dos dados nós podemos predizer a outra usando a equação 5 para "deghost" ou "reghost" os dados. Certamente, qualquer outra equação equivalente para outro padrão de tremor de tempo pode ser usada para esta etapa.

[0074] Quando tremor de tempo é usado, o resto da assinatura dos campos de onda gerados pode ser idêntico.

[0075] Enquanto o método de tremor de tempo foi explicado em termos de uma troca de tempo atrasada, deveria ser entendido que isto é precisamente equivalente a gerar campos de onda cedo pela mesma troca de tempo (dependendo de quais campos de onda você considera como sendo os campos de onda não trocados).

[0076] Tremor de tempo pode ser a variação de assinatura preferida porque pode ser executado usando fontes convencionais (por exemplo, uma arma de ar), isto é, não há nenhuma necessidade para qualquer fonte especial ou adaptada.

[0077] Adicionalmente ou alternativamente, a assinatura pode ser variada variando a polaridade do campo de onda geofísico gerado. A polaridade pode ser variada de campo de onda geofísico para campo de onda geofísico tal que as polaridades se alternem em sequência. Isto é particularmente útil ao usar o método presente em modelar propagação de onda geofísica, inversão de forma de onda completa, ou migração de tempo inversa.

[0078] Como um exemplo ilustrativo, a sequência alternada pode ser tal que todo segundo campo de onda gerado tenha polaridade oposta (por exemplo +1, -1, +1, - 1, etc.).

[0079] Neste caso, uma coleção de receptor comum registrada terá todo segundo traço com polaridade invertida. Isto pode ser representado como a seguinte função moduladora tendo sido aplicada a um conjunto de dados convencional f(n) onde todos os traços tinham a mesma assinatura de fonte:

[0080] Equação 6 também pode ser escrita como:

[0081] Aplicando a função g(n) na equação 7 como uma função moduladora a dados f(n) antes de levar uma transformada de Fourier discreta (normalizada):

[0082] nós obtemos:

[0083] Equação 8 mostra que modular uma função com a equação 6 resulta em uma troca de número de onda pelo número de onda de Nyquist kN.

[0084] Assim, pode ser apreciado que quando trocas de polaridade alternadas são usadas, os dados registrados, uma vez transformados em um domínio apropriado, serão trocados longe do local onde os dados teriam sido obtidos se a assinatura variada não tivesse sido usada.

[0085] Como outro exemplo, um segundo campo de onda geofísico gerado pode ter a mesma polaridade como um primeiro campo de onda geofísico gerado, um terceiro campo de onda geofísico gerado pode ter polaridade oposta ao segundo campo de onda geofísico gerado, um quarto campo de onda geofísico gerado pode ter a mesma polaridade como o terceiro campo de onda geofísico gerado, um quinto campo de onda geofísico gerado pode ter polaridade oposta ao quarto campo de onda geofísico gerado, um sexto campo de onda geofísico gerado pode ter a mesma polaridade como o quinto campo de onda geofísico gerado, (isto é, + 1, +1, -1, -1, +1, +1, -1, -1). Isto pode ser considerado como polaridade alternada de pares de campos de onda geofísicos. Uma tal sequência conduz à troca nos dados de ±kN/2.

[0086] Qualquer outra sequência pode ser usada. Tudo que é necessário é que o padrão de polaridade seja periódico e produza uma troca nos dados quando são transformados em um domínio apropriado.

[0087] Quando a polaridade é variada, o resto da assinatura dos campos de onda gerados pode ser substancialmente idêntico.

[0088] Variação de polaridade e tremor de tempo podem ambos ser usados juntos. O resto da assinatura pode ser substancialmente idêntico.

[0089] Variar a polaridade da fonte pode ser alcançado de vários modos.

[0090] Mais geralmente, comparado com o exemplo de tremor de tempo específico das equações 3-5 e o exemplo de polaridade específico das equações 68, a seguinte descrição matemática geral é aplicável para uma assinatura de fonte variada periodicamente. A seguinte descrição matemática é aplicável quando uma fonte é excitada com a mesma assinatura a todos os números de local de fonte par e quando, em todos os números de local de fonte impar, as assinaturas de fonte também são idênticas entre si, mas diferem da assinatura de fonte nos números de local de fonte par tal que a assinatura de fonte aos números de local de fonte impares é uma versão graduada ou filtrada da assinatura de fonte a números de local de fonte pares. Deixe este filtro de convolução ser denotada por a(t), com transformada de domínio de frequência A(ro). Analisada no domínio de frequência, uma coleção de receptor (por exemplo, uma estação de receptor medindo a resposta de uma sequência de fontes) registrada deste modo, pode ser construída da seguinte função moduladora g(n) aplicada a um conjunto de dados amostrados convencionalmente:

[0091] que também pode ser escrita como

[0092] Equação 10 é uma formulação mais geral da equação 1 e da equação 6. Na equação 1 (por exemplo para tremor de tempo periódico, T) . Na equação 6 (por exemplo para mudanças de polaridade periódicas) . Outras possíveis variações de assinatura também são possíveis e podem ser representadas como

[0093] Aplicando (por exemplo convolução temporal registro por registro) a função g(n) na equação 9 como uma função moduladora para dados f(n) antes de levar uma transformada de Fourier discreta (normalizada) em espaço (N pontos de fonte espaciais uniformemente através de n):

[0094] nós obtemos N – 1

[0095] que segue de um resultado de transformada de Fourier padrão.

[0096] Equação 11 mostra que os dados registrados f serão mapeados em dois lugares no domínio espectral como ilustrado na Figura 2. Parte dos dados permanecerá ao cone de sinal centrado ao redor de k = 0 e parte dos dados será mapeada a um cone de sinal centrado ao redor de k = kN.

[0097] A quantidade de dados que são trocados de k = 0 a k = kN e a quantidade de dados que permanecem a k = 0, depende da função A(o>).

[0098] A fração dos dados que são trocados de k = 0 a k = kN é dada por H_ = 1-A(o>)/2. A fração dos dados que permanece é dada por H+ = 1-A((o)/2.

[0099] Quando A(o) = 1, H_=0 e H+=1 . Assim, todos os dados permanecem a k = 0.

[0100] Quando A(o) = -1, H_=1 e H+=0 . Assim, todos os dados estão trocados a k = kN.

[0101] Quando A(o) = 0, H_=1/2 e H+=1/2. Assim, metade dos dados está trocada a k = kN e metade dos dados permanece a k = 0.

[0102] Quando A(o) = 1/2, H_=1/4 e H+=3/4. Assim, um quarto dos dados está trocada a k = kN e três quartos dos dados permanece a k = 0.

[0103] Quando A(o) = etoT, H_ = (1- ei“T)/2 e H+ = (1+ ei“T)/2. Assim, uma porção dependente de frequência dos dados é trocada a k = kN e a porção restante permanece a k = 0. Por exemplo, quando o = 2πn/T, H_ = 0 e H+ = 1, assim nenhum dos dados com uma frequência de o = 2πn/T é trocado a k = kN e tudo permanece a k = 0; e quando o = π(2n+1)/T, H_ = 1, e H+ =0, assim todos os dados com uma frequência de o = π(2n+1)/T são trocados a k = kN e nenhum permanece a k= 0.

[0104] Quando A(o) = 1+ etoT, H_ = - eioT/2 e H+ = 1+ etoT/2. Assim, uma porção dependente de frequência dos dados é trocada a k = kN e a porção restante permanece a k= 0.

[0105] Importantemente, e como foi discutido em detalhes acima, sabendo ou observando uma das porções dos dados (por exemplo a porção trocada, ou a porção não trocada), é possível predizer a outra porção dos dados. No método presente, não é portanto necessário trocar os dados, que significa que variações de assinatura de fonte mais simples, mais primitivas (tal como tremor de tempo ou mudanças de amplitude) podem ser usadas. Em troca, isto permite à presente invenção ser executada usando fontes simples, tais como armas de ar. Isto é diferente para US 2014/278119, onde é necessário usar uma variação de fase muito rígida a fim de trocar completamente os dados de uma fonte. A variação de fase rígida só pode ser executada usando fontes de vibrador marinhas.

[0106] Retornando ao método presente, uma fonte de vibroseis marinha pode ser usada. A fonte de vibroseis marinha habilita um alto grau de controle da assinatura de fonte e emitir um sinal com polaridade oposta é bastante direto. Porém, elas são caras e demoradas para usar. Pode ser portanto preferível usar uma fonte mais simples, que (em contraste com US 2014/0278119) o método presente permite o uso.

[0107] Uma arma de água pode ser usada. Uma fonte de arma de água tem um pico principal tendo polaridade negativa em vez de polaridade positiva e poderia portanto ser usada em combinação com uma fonte de ar (que tem um pico principal que é positivo) para adquirir os dados desejados.

[0108] Fontes de arma de ar podem ser usadas. As fontes de arma de ar podem ser localizadas relativas uma a outra tal que elas produzam efetivamente assinaturas que são substancialmente opostas em polaridade.

[0109] Deveria ser notado que, em aplicações de modelagem, migração de tempo inversa, inversão ou geração de imagem, não é necessário ter qualquer aparelho particular que pode alcançar a variação de assinatura de fonte desejada. Em lugar disso, a fonte pode simplesmente ser escolhida e modelada sinteticamente, assim é irrelevante como a assinatura poderia ser variada no cenário da "vida real".

[0110] O método pode compreender variar a assinatura da pelo menos uma fonte tal que, uma vez que energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico gerado e outro sinal seja registrado e os dados geofísicos registrados são transformados em outro domínio apropriado, os dados geofísicos registrados se originando do campo de onda geofísico gerado serão trocados longe de dados geofísicos registrados se originando do outro sinal. O outro sinal pode ser ruído, interferência, ou uma ou mais outras fontes.

[0111] Pelo menos duas fontes podem ser usadas para gerar simultaneamente campos de onda geofísicos. A primeira fonte pode ter uma assinatura variada. A segunda fonte pode não ter nenhuma assinatura variada, ou pode ter uma assinatura variada diferente. Assim, uma vez que a energia geofísica seja registrada e transformada em outro domínio apropriado, os dados geofísicos da primeira fonte serão trocados longe dos dados geofísicos da segunda fonte.

[0112] Pode haver qualquer outro número de fontes, cada uma com uma assinatura diferente tal que todos os dados de todas as fontes sejam separados um do outro depois uma transformada apropriada.

[0113] Na técnica anterior, tentativas foram feitas para registrar dados sísmicos usando múltiplas fontes simultâneas usando tremores de tempo aleatórios ou codificando fontes usando sequências ortogonais.

[0114] O método presente provê um método melhorado para usar duas (ou mais) fontes simultâneas porque os dados registrados de cada fonte podem ser trocados no domínio transformado, e assim os dados de cada fonte podem ser separados, e portanto identificados e isolados, dos dados registrados das outras fontes.

[0115] Este é um uso particularmente importante da presente invenção, como usar múltiplas fontes pode diminuir a quantidade de computação requerida durante modelagem (modelagem pode ser muito pesada computacionalmente, assim esta é uma consideração importante). Por exemplo, se duas fontes forem usadas simultaneamente em modelagem, a computação exigida para obter a mesma quantidade de dados pode ser um meio, e se três fontes forem usadas simultaneamente, a computação pode ser reduzida a um terço. Teoricamente, se fontes forem usadas simultaneamente, a computação exigida para obter a mesma quantidade de dados em comparação a uma única fonte é 1/n.

[0116] Semelhantemente, usar múltiplas fontes pode aumentar a taxa à qual dados geofísicos são adquiridos durante aquisição. Por exemplo, se duas fontes forem usadas simultaneamente, dados podem ser adquiridos a aproximadamente duas vezes a taxa em comparação a uma única fonte, e se três fontes forem usadas simultaneamente, dados podem ser adquiridos a aproximadamente três vezes a taxa. Teoricamente, se n fontes forem usadas simultaneamente, dados podem ser adquiridos n vezes mais rapidamente.

[0117] Assim, quando múltiplas fontes simultâneas são usadas, o método presente pode permitir aos dados de pelo menos uma das fontes serem identificados nos dados registrados pelo receptor. Isto pode ser útil em muitas técnicas diferentes. Por exemplo, ao usar um arranjo de fonte (que tipicamente compreende uma pluralidade de elementos de fonte menores espalhados através de uma área), pode ser desejável interpolar dados a posições entre locais aos quais tiros são disparados. Sabendo qual campo de onda registrado veio de qual fonte pode facilitar grandemente este cálculo.

[0118] Ademais, usar múltiplas fontes pode permitir uma gama mais ampla de frequências a serem usadas. Por exemplo, uma fonte de baixa frequência e uma fonte de alta frequência poderiam ser usadas simultaneamente, e/ou fontes de arma de ar e vibradores poderiam ser usados simultaneamente. Sem o método presente, a frequências sobrepostas intermediárias, os dados registrados destas duas fontes interfeririam. Porém, o método presente pode ser usado para separar os dados registrados de tais fontes. Assim, o método pode ser usado para aquisição sísmica ou modelagem de banda larga. Em aquisição ou modelagem de banda larga, uma ou mais fontes geradoras de baixa frequência (tal como o sísmico equivalente de um "subwoofer") podem ser usadas simultaneamente com uma fonte de frequência mais alta convencional.

[0119] Ademais, usar múltiplas fontes, cujos dados podem ser separados e identificados usando o método presente, pode ter benefícios ao executar migração de tempo inversa e inversão de forma de onda completa.

[0120] As pelo menos duas fontes geram seus campos de onda geofísicos respectivos simultaneamente. Simultâneo significa que as pelo menos duas fontes produzem campos de onda geofísicos através do mesmo período de tempo. Necessariamente não significa que as pelo menos duas fontes são ativadas tal que eles produzam campos de onda a exatamente o mesmo tempo. Por exemplo, quando tremor é usado, os campos de onda podem ser gerados intencionalmente a tempos diferentes. Certamente, quando mudanças de polaridade são usadas, as múltiplas fontes podem (ou não podem) produzir campos de onda a exatamente o mesmo tempo.

[0121] O método pode compreender selecionar a assinatura variada tal que, uma vez que os dados geofísicos registrados sejam registrados e transformados em outro domínio, a porção dos dados geofísicos registrados se originando do campo de onda gerado será trocada pelo menos parcialmente longe de uma porção de interferência dos dados sísmicos registrados.

[0122] O campo de onda geofísico de propagação gerado pode ser afetado por energia geofísica interferente (por exemplo de outros campos de onda geofísicos, possivelmente produzidos por outra pesquisa geofísica perto, ou ruído de fundo). Quando isto ocorre, os dados geofísicos registrados podem compreender uma porção de sinal do campo de onda geofísico gerado e uma porção de interferência dos dados geofísicos interferentes. A fim de remover a porção de interferência, o padrão de assinatura deveria ser variado tal que a pelo menos alguma da porção de sinal será trocada pelo menos parcialmente longe do sinal de interferência no domínio transformado.

[0123] Técnicas de redução de interferência geofísicas convencionais não são efetivas quando a interferência geofísica está se propagando da borda da linha dos receptores. O método presente pode operar bem estas interferências.

[0124] O operador pode escolher o padrão na base de conhecimento anterior ou estimações da interferência geofísica. No caso onde a interferência é de uma pesquisa vizinha, o operador pode escolher o padrão na base de sinal conhecido vindo da pesquisa vizinha de modo a trocar a porção de sinal da porção interferente.

[0125] O padrão pode ser escolhido de forma que a porção de sinal seja trocada tão longe da porção de interferência quanto possível.

[0126] O método pode ademais compreender remover a porção de interferência.

[0127] A porção de interferência pode ter uma frequência dominante, e o método pode compreender usar um tremor de tempo aproximadamente igual a um meio ou um quarto do período da frequência dominante. Este tremor de tempo pode ser em todo segundo campo de onda gerado.

[0128] O método pode compreender selecionar a assinatura variada tal que, uma vez que os dados geofísicos sejam registrados e transformados em outro domínio, uma porção de ruído de tiro residual dos dados geofísicos registrados será trocada pelo menos parcialmente longe da porção dos dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico gerado.

[0129] O campo de onda geofísico de propagação gerado pode ser afetado por ruído de tiro residual. Quando isto ocorre, os dados geofísicos registrados podem compreender uma porção de sinal do campo de onda geofísico gerado e uma porção de ruído de tiro residual do ruído de tiro residual.

[0130] Ruído de tiro residual ocorre em traços geofísicos devido a cada traço cobrindo um período de tempo finito. Um traço começa tipicamente quando o campo de onda geofísico é produzido e é terminado quando (ou antes de) o próximo campo de onda geofísico é produzido e terminará quando (ou antes) que o próximo campo de onda geofísico seja produzido. Porém, quando o próximo traço é registrado, pode haver algum ruído de tiro residual (por exemplo de reflexões fundas) de campos de onda geofísicos prévios que são registrados. Enquanto isto é indesejável, é difícil evitar. Um método da técnica anterior de evitar ruído de tiro residual é alongar o tempo de cada traço. Porém, isto em troca aumenta o tempo entre campos de onda gerados subsequentes, que é ineficiente.

[0131] Em algumas aplicações, o "ruído de tiro residual" pode fazer de fato parte do sinal útil/querido. Uma tal aplicação é discutida abaixo, onde efetivamente a taxa à qual tiros e traços são ativados é aumentada tal que o tempo entre gerar tiros subsequentes pode ser menos do que o tempo levado para o sinal de energia de campo de onda geofísico associado com cada campo de onda geofísico gerado ser completamente registrado pelo receptor.

[0132] Usando o método presente, o ruído de tiro residual pode ser trocado longe do sinal desejado da fonte no domínio apropriado tal que o ruído de tiro residual possa ser identificado. O ruído de tiro residual pode ser removido/emudecido, ou separado e usado como dados geofísicos.

[0133] Assim, usando o método presente, há menos de uma necessidade para esperar por ruído de tiro residual diminuir antes de levar um traço subsequente. Assim, o intervalo de tempo entre campos de onda geofísicos gerados subsequentes (e consequentemente traços) pode ser reduzido, que pode aumentar a densidade dos dados (por exemplo espaçamento entre locais onde campos de onda geofísicos são gerados por pelo menos uma fonte), ou pode aumentar a velocidade à qual os dados são levados (por exemplo aumentar a velocidade de reboque da fonte). Isto aumenta a eficiência de ajuntamento de dados geofísicos.

[0134] A porção de ruído de tiro residual pode ter uma frequência dominante.

[0135] O método pode compreender usar um tremor de tempo aproximadamente igual a um meio ou um quarto do período da frequência dominante do ruído de tiro residual. Este tremor de tempo pode ser em todo segundo campo de onda gerado.

[0136] Como mencionado acima, o padrão periódico da polaridade variada de campos de onda geofísicos gerados sequencialmente pode ser: um segundo campo de onda geofísico gerado tendo a mesma polaridade como um primeiro campo de onda geofísico gerado, um terceiro campo de onda geofísico gerado tendo polaridade oposta ao segundo campo de onda geofísico gerado, um quarto campo de onda geofísico gerado tendo a mesma polaridade como o terceiro campo de onda geofísico gerado, um quinto campo de onda geofísico gerado tendo polaridade oposta ao quarto campo de onda geofísico gerado, um sexto campo de onda geofísico gerado tendo a mesma polaridade como o quinto campo de onda geofísico gerado, (isto é, + 1, +1, - 1, -1, +1, +1, -1, -1), etc.

[0137] Este padrão pode ser particularmente vantajoso para identificar (e consequentemente remover) ruído de tiro residual. Em um traço, o ruído de tiro residual maior entra tipicamente do campo de onda gerado do traço prévio. Isto é portanto o ruído de tiro residual mais importante para lidar. Usar o padrão anterior permite a este ruído de tiro residual ser identificado como segue:

[0138] Digamos que a primeira onda gerada tem polaridade +1, a segunda tem polaridade +1, a terceira tem polaridade -1 e a quarta tem polaridade -1 (etc.). O sinal principal no primeiro traço terá polaridade +1, o sinal principal no segundo traço terá polaridade +1, o sinal principal no terceiro traço terá polaridade -1, e o sinal principal no quarto traço terá polaridade -1. Porém, o componente maior de ruído de tiro residual em um dado traço (isto é, aquele do tiro prévio) terá a mesma polaridade como o sinal principal no traço prévio. Assim, o componente maior de ruído de tiro residual no primeiro traço terá polaridade -1 (mesma polaridade como o componente principal de traço precedente), o componente maior de ruído de tiro residual no segundo traço terá polaridade +1 (mesma polaridade como componente principal de primeiro traço), o componente maior de ruído de tiro residual no terceiro traço terá polaridade +1 (mesma polaridade como componente principal de segundo traço) e o componente maior de ruído de tiro residual no quarto traço terá polaridade -1 (mesma polaridade como componente principal de terceiro traço).

[0139] Nós portanto temos um conjunto de traços, tn (polaridade de sinal principal, polaridade de ruído de tiro residual) como segue: t1(+1, -1), t2(+1, +1), t3(-1, +1), t4(- 1, -1), etc.

[0140] O método pode compreender, antes de transformar os dados, multiplicar todos os traços tendo polaridade "+1" como seu sinal principal (isto é, os traços que são gerados por uma fonte com polaridade +1 com, neste caso t1 e t2) por -1. Isto deixa o conjunto de traços com polaridade como segue: t1(-1, +1), t2(-1, -1), t3(-1, +1), t4(-1, -1), etc.

[0141] Alternativamente (e completamente equivalentemente, dados os termos +1 e -1 estão descrevendo somente polaridades opostas), o método pode compreender, antes de transformar os dados, multiplicar todos os traços tendo polaridade "-1" como seu sinal principal (isto é, os traços que são gerados por uma fonte com polaridade - 1 com, neste caso t3 e t4) por -1. Isto deixa o conjunto de traços com polaridade como segue: t1(+1, -1), t2(+1, +1), t3(+1, -1), t4(+1, +1), etc.

[0142] Indiferente de qual destes métodos é executado (eles são essencialmente equivalentes), o resultado é que todos os sinais principais no conjunto de traços têm a mesma polaridade e o ruído de tiro residual tem polaridade alternada. Assim, a equação 6 acima se aplica ao componente de ruído de tiro residual somente, e não ao componente de sinal principal.

[0143] Assim, quando uma transformada apropriada do conjunto de traços é levada, o ruído de tiro residual pode ser trocado relativo ao sinal principal. No caso específico dado aqui, a troca é a frequência de Nyquist kN.

[0144] Nesta aplicação do método presente, é preferível ter a pelo menos uma fonte gerando os campos de onda a intervalos de tempo constantes regulares, por exemplo em lugar de a intervalos de espaçamento regulares. (Certamente, se tremor de tempo for usado, então os intervalos de tempo regulares podem não ser totalmente constantes, mas o tempo médio entre tiros será constante, e o tempo de gatilho de tiro "esperado" (de qual tremor de tempo é medido) será constante.)

[0145] O método pode compreender selecionar a assinatura variada tal que, uma vez que os dados geofísicos sejam registrados e transformados em outro domínio, uma porção de onda de pressão dos dados geofísicos será trocada pelo menos parcialmente longe de uma porção de onda de cisalhamento dos dados geofísicos.

[0146] Depois de reflexão de uma estrutura de subsuperfície, o campo de onda geofísico de propagação pode compreender ondas de pressão refletidas e ondas de cisalhamento refletidas tal que os dados geofísicos registrados compreendam uma porção de onda de pressão e uma porção de onda de cisalhamento. Porém, as ondas de cisalhamento viajam mais lentamente do que ondas de pressão.

[0147] Um traço começa tipicamente quando o campo de onda geofísico é produzido e terminará quando (ou antes) o próximo campo de onda geofísico é produzido. É desejável registrar ambas as ondas de cisalhamento e pressão. Antes do método presente, se fosse desejado registrar ambas a onda de cisalhamento e a onda de pressão, seria necessário fazer assim no mesmo traço. Isto, porém, quando visto da onda de pressão sozinha não é eficiente por causa do atraso na chegada de onda de cisalhamento. Assim, semelhante ao ruído de tiro residual discutido acima, um método da técnica anterior é simplesmente ter aumentado de tempos de traço, e intervalos aumentados entre campos de onda geofísicos gerados. Isto é ineficiente.

[0148] Usando o método presente, a onda de pressão e a onda de cisalhamento podem chegar em traços diferentes. Devido à assinatura periódica variada da fonte, será possível separar as chegadas de pressão e cisalhamento no domínio transformado. Ademais, devido à assinatura periódica variada da fonte, será possível saber de qual campo de onda geofísico gerado a onda de cisalhamento se originou, indiferente de em qual traço é registrada.

[0149] As ondas de cisalhamento e pressão separadas podem ambas ser usadas como dados geofísicos para analisar a estrutura submarina. Alternativamente, a onda de cisalhamento ou pressão pode ser removida/emudecida.

[0150] Assim, usando o método presente, há menos de uma necessidade para esperar por ondas de cisalhamento chegarem antes de levar um traço subsequente. Assim, o intervalo de tempo entre campos de onda geofísicos gerados subsequentes (e consequentemente traços) pode ser reduzido, que pode aumentar a densidade dos dados (por exemplo espaçamento entre locais por onde campos de onda geofísicos são gerados a pelo menos uma fonte), ou pode aumentar a velocidade à qual os dados são levados (por exemplo aumentar a velocidade de reboque da fonte). Isto aumenta a eficiência de ajuntamento de dados geofísicos. Adicionalmente, no caso de aquisição de dados de pressão e cisalhamento, relação de sinal para ruído também pode ser aumentada devido ao fato que dados de cisalhamento tendem a estar chegando principalmente no componente horizontal em gravações de solo oceânico e ondas de pressão principalmente chegam no componente vertical. Assim, depois de separação dos componentes horizontais e verticais, os dados de pressão e os dados de cisalhamento podem ser separados substancialmente.

[0151] O método pode compreender gerar campos de onda geofísicos subsequentes a uma taxa que é mais rápida do que é convencionalmente possível. O tempo entre gerar campos de onda geofísicos subsequentes pode ser menos do que o tempo levado para o sinal de energia de campo de onda geofísico associado com cada campo de onda geofísico gerado ser completamente registrado pelo receptor.

[0152] Em sistemas convencionais, traços são tipicamente ativados com cada tiro. Cada traço portanto registra o sinal de campo de onda gerado de cada tiro. O sinal de campo de onda leva uma certa duração de tempo para ser registrado completamente pelo receptor (por "completamente" registrado aqui, nós não estamos se referindo a ruído residual, nós estamos se referindo a só o sinal querido/útil do campo de onda gerado).

[0153] Porém, como mencionado em relação à aplicação de ruído de tiro residual, os traços devem ser de um certo comprimento de modo a registrar todo do sinal de propagação querido/útil de campo de onda do tiro respectivo, e evitar muita interferência/ruído de tiros prévios. Desde que o traço e o tiro são ativados juntos, o comprimento de traço mínimo conduz a um tempo mínimo entre tiros, e assim limita a taxa à qual dados podem ser adquiridos.

[0154] Porém, na presente invenção, é possível disparar tiros e registrar traços a uma taxa maior. Se a assinatura da fonte for variada em um padrão periódico satisfatório, qualquer dado traço pode registrar a porção de sinal (isto é, os dados de sinal querido/útil) de mais de uma fonte, desde que os dados registrados de cada fonte em cada traço podem ser depois identificados/isolados usando o método presente. Isto permite a aquisição de dados ser muito mais rápida.

[0155] Uma vez que os dados em um dado traço se originando de um tiro de fonte previamente ao tempo de gatilho do dado traço foram identificados/isolados, estes dados podem ser acrescentados aos dados registrados para o tiro prévio (isto é, estes dados podem ser concatenados com os dados prévios desde que esta porção dos dados tem um tempo zero que corresponde ao gatilho do dado tiro). O tiro prévio pode preferivelmente ser o tiro para o traço imediatamente precedendo o dado traço.

[0156] Por exemplo, leve o caso onde o sinal de um campo de onda gerado leva tempo t0 para passar completamente o receptor. Usando técnicas convencionais, o sistema seria limitado a um gatilho de tiro e intervalo de tempo de gatilho de traço de t0. Porém, usando o método presente é possível registrar simultaneamente a porção de sinal de dois tiros subsequentes no mesmo traço, e então separar os dados registrados de cada tiro. Neste caso, tiros e traços podem ser ativados a intervalos de t0/2. Ademais, no caso onde é possível registrar simultaneamente (no mesmo traço) e então separar os dados registrados para n tiros subsequentes, tiros e traços podem ser ativados a intervalos de t0/n.

[0157] O campo de onda geofísico, energia e/ou dados podem ser um campo de onda sísmico, energia e/ou dados. O campo de onda geofísico, energia e/ou dados podem ser um campo de onda eletromagnético de fonte controlada, energia, e/ou dados.

[0158] Deveria ser reconhecido que esta aplicação usa os mesmos princípios como aqueles da aplicação de ruído de tiro residual, mas o que era considerado como "ruído" agora é sinal "útil" que precisa ser movido para seu lugar certo (isto é, seguindo o fim do tiro registrado previamente). Em outras palavras, nós deixamos deliberadamente mais do fim de sinal desejado até como "ruído de tiro residual" nos próximos tiros onde pode ser isolado, removido dos próximos tiros e acrescentado aos tiros prévios apropriados.

[0159] A transformada pode ser uma transformada de Fourier, tau-p ou radon. O domínio apropriado pode ser um domínio de frequência-número de onda, ou um domínio de tau-p.

[0160] Como discutido acima, o método pode ser usado para melhorar a estimação de gradientes de lado de fonte. Ao conduzir a aquisição de dados, a fonte pode ser na forma de um arranjo de sub-arranjos de fontes. Os sub-arranjos podem ser separados verticalmente e/ou horizontalmente.

[0161] Usando o método presente, dados de duas ou mais fontes (ou sub-arranjos de fontes) no arranjo podem ser achados. Sabendo os dados de cada fonte (ou sub- arranjo), o cálculo do gradiente de lado de fonte (horizontal e/ou vertical) é facilitado grandemente.

[0162] O método pode compreender calcular o gradiente (horizontal e/ou vertical) da fonte entre duas ou mais fontes, ou dois ou mais sub-arranjos.

[0163] Semelhantemente, desde que os dados de uma fonte específica podem ser identificados nos dados registrados usando o método presente, o cálculo para 'deghosting' de lado de fonte dos dados é facilitado grandemente, particularmente quando dados são adquiridos de múltiplas fontes simultaneamente.

[0164] O método pode compreender 'deghosting' de lado de fonte os dados geofísicos registrados.

[0165] Os dados separados produzidos pelo método presente podem ser usados para reconstruir ou interpolar os dados geofísicos no lado de fonte.

[0166] A pelo menos uma fonte pode ser uma fonte de arma de ar, um arranjo de fonte de armas de ar, uma fonte de vibroseis marinha, uma fonte de arma de água, uma fonte de flip/flop, ou uma fonte elétrica e/ou magnética. Uma fonte elétrica e/ou magnética pode ser uma fonte eletromagnética, isto é, uma fonte para produzir dados eletromagnéticos. Alternativamente ou adicionalmente, uma fonte de flip/flop/flap (que pode compreender três arranjos de fonte) ou um penta-fonte (que pode compreender cinco arranjos de fonte) pode ser usada. Uma fonte de flip/flop, uma fonte de flip/flop/flap e um penta-fonte são exemplos de multi-arranjos que podem ser usados como a fonte para o método presente. Tais multi-arranjos podem ser rebocados atrás de um único barco.

[0167] Quando uma fonte de flip/flop é usada com tremor de tempo entre os tiros de flip e flop (por exemplo tanto todos os tiros de flip ou todos os tiros de flop são tremidos por um tempo constante), as duas fontes de flip e flop podem ser cambaleadas na direção em linha para compensar por diferenças em tempos de disparo. As fontes de flip/flop podem estar sendo movidas durante disparo de tiro a uma velocidade constante. O cambalear pode ser tal que os tiros de flip e flop sejam espaçados igualmente em espaço, mas sejam tremidos em tempo. Por exemplo, se o tremor de tempo de tiro de flop for 0,2 s e a velocidade da fonte for 2,5 m/s, o tiro de flop pode estar 0,5 m em frente ao tiro de flop. A fonte de flip/flop pode compreender fontes de arma de ar. Neste caso, a fonte de flip/flop poderia ser considerada ser uma fonte, e não deveria ser confundida com o caso de usar múltiplas fontes simultâneas. (Porém, uma fonte de flip/flop também poderia ser usada como duas fontes simultâneas, se elas estiverem cambaleantes apropriadamente na direção em linha.)

[0168] Cambalear tal como isto também pode ser usado para qualquer tipo de fonte (isto é, não só fontes de flip-flop) quando múltiplas fontes estão presentes.

[0169] Tal cambalear de fontes pode ser particularmente importante para qualquer aplicação onde a fonte é ativada a intervalos de tempo constantes regulares, por exemplo em lugar de a intervalos de espaçamento regulares. (Certamente, se tremor de tempo for usado, então os intervalos de tempo regulares podem não ser totalmente constantes, mas o tempo médio entre tiros será constante, e o tempo de gatilho de tiro "esperado" (de qual tremor de tempo é medido) será constante.) Isto pode ser particularmente pertinente para a aplicação de ruído de tiro residual discutida acima. Cambalear as fontes de uma tal maneira ao usar ativação de tempo constante permite aos locais de tiro terem separação espacial constante.

[0170] Os dados geofísicos registrados podem ser juntados/ordenados no domínio de receptor comum. Os dados geofísicos registrados podem ser juntados/ordenados no domínio de planos medianos comuns. Os dados geofísicos registrados podem ser juntados/ordenados no domínio de ofsete comum. A transformada pode ser executada em dados em qualquer um destes domínios.

[0171] Os dados geofísicos podem ser dados 2D ou dados 3D.

[0172] Para dados 2D, os dados registrados (que podem estar no domínio de espaço-tempo) podem ser registrados em uma dimensão espacial (por exemplo em linha ou linha cruzada) e uma dimensão de tempo. Assim, só uma coordenada espacial pode ser requerida para dados 2D. Ao transformar no outro domínio, o outro domínio também pode ser um domínio bidimensional. Por exemplo, ao transformar no domínio de frequência-número de onda, pode haver só uma dimensão de número de onda e uma dimensão de frequência. Ao usar um filtro, o filtro pode ser um filtro 2D, e pode filtrar em só uma dimensão espacial.

[0173] Para dados 3D, os dados registrados (que pode estar no domínio de espaço-tempo) podem ser registrados em duas dimensões espaciais (por exemplo em linha e linha cruzada) e uma dimensão de tempo. Assim, duas coordenadas espaciais podem ser requeridas para dados 2D. Ao transformar no outro domínio, o outro domínio também pode ser um domínio tridimensional. Por exemplo, ao transformar no domínio de frequência-número de onda, pode haver duas dimensões de número de onda (por exemplo kx e ky) e uma dimensão de frequência (por exemplo um espaço (f, kx, ky)). Ao usar dados 3D, o deslocamento pode ser executado em mais de uma dimensão (por exemplo, kx e/ou ky). Isto permite mais opções de assinatura, mais opções de deslocamento e mais espaço no qual trocar os dados registrados. Ao usar um filtro, o filtro pode ser um filtro 3D, e pode filtrar em só duas dimensões espaciais.

[0174] Os dados geofísicos podem ser dados sísmicos marinhos, dados sísmicos de solo oceânico, dados de monitoração de reservatório permanente, dados sísmicos terrestres, dados de VSP, dados eletromagnéticos de fonte controlada, dados elétricos e/ou dados magnéticos.

[0175] Quando sinais de múltiplas fontes simultâneas são separados transformando em um domínio apropriado, é preferível que a banda de sinal seja tão estreita quanto possível nesse domínio. Isto é de forma que sobreposição das bandas de sinal das fontes diferentes seja evitada ou minimizada. Por exemplo, dados de cada fonte podem estar na forma de um cone de sinal. Os dados das fontes diferentes podem ser 'aliased' se os cones de sinal se sobrepuserem. Quando os sinais se sobrepõem, pode ser difícil separar os sinais das fontes diferentes. É portanto uma consideração importante fazer as larguras dos sinais de dados no domínio transformado tão estreitas quanto possível. Os inventores acharam vários modos de fazer isto, e estes estão discutidos abaixo.

[0176] Assim, o método pode compreender reduzir a largura do sinal de dados se originando da pelo menos uma fonte no outro domínio. O método pode compreender reduzir a interferência dos dados registrados se originando de múltiplas fontes. Isto pode ser alcançado aplicando processamento de dados e técnicas de 'de-aliasing' aos dados no primeiro domínio, como é discutido abaixo ou qualquer técnica de processamento de dados geral para este propósito, por exemplo como aquelas descritas em Yilmaz (2001). Por largura de sinal nós queremos dizer, por exemplo, a abertura espacial do cone de sinal em fk.

[0177] O método pode compreender reduzir os números de onda aparentes mais altos. Isto pode ser feito para os dados para uma ou mais das fontes. Isto pode ser feito antes de transformar, e pode ser feito matematicamente (por exemplo usando processamento de sinal), ou pode ser feito fisicamente (por exemplo alterando a instalação de fonte-receptor). Detalhes sobre estas técnicas são dados abaixo.

[0178] O método pode compreender ajuntar os dados, ou ordenar os dados de coleção em, um domínio que minimiza a largura de sinal no domínio transformado. Um tal domínio pode ser o domínio de receptor comum, domínio de fonte comum, domínio de ponto central comum ou domínio de ofsete comum. O domínio de ofsete comum pode ser preferido porque compreende velocidades aparentes maiores de chegadas do que o domínio de receptor comum, e assim o cone de sinal será maior no domínio de frequência-número de onda.

[0179] O método pode compreender remover ondas de baixa velocidade do campo de onda registrado, por exemplo a chegada de onda direta, a chegada de onda de camada água guiada e/ou a chegada de onda de refração de fundo. Estas ondas de velocidade lenta são o fator limitante para o cone de sinal no domínio de frequência- número de onda, e remove-las reduz a largura do cone de sinal. Estas chegadas podem ser removidas modelando estas chegadas, e as subtraindo dos dados registrados.

[0180] O método pode compreender ter a fonte e o receptor distantes (tal como pelo menos, 100 m, 200m, 500 m, 1000m, ou 10000 m). Se dados forem registrados longe da fonte, devido à gama de azimute reduzida entre a fonte e receptor, a largura do cone de sinal será mais estreita.

[0181] Quaisquer destes métodos pode ser executado em combinação entre si.

[0182] Devido à forma de cone do sinal no domínio transformado, os dados de frequência mais baixa tipicamente não sobreporão com dados de baixa frequência de outras fontes. Estes dados de frequência mais baixa podem ser considerados como dados 'unaliased'. A frequência de limiar até a qual não há nenhuma sobreposição de dados e acima de qual há sobreposição dependerá da largura dos cones de sinal e da separação dos cones de sinal. Os dados de frequência mais alta acima do limiar podem ser considerados serem dados 'aliased'.

[0183] A fim de produzir dados não 'aliased' de cada fonte, os inventores acharam as técnicas seguintes.

[0184] O método pode compreender reconstruir os dados 'unaliased' para uma ou mais fontes baseado nos dados de frequência mais baixa 'unaliased'. Há técnicas conhecidas por alcançar isto. Este método pode ser executado em combinação com qualquer das técnicas limitantes de número de onda discutidas acima.

[0185] Em modelagem/aquisição de banda alarga, os dados 'unaliased' de frequência mais baixa podem ser predominantemente das fontes de baixa frequência. Assim, dados de modelagem/aquisição de banda larga podem ser separados facilmente usando particularmente o método presente.

[0186] Ao usar múltiplas fontes simultâneas, todas as fontes podem ser de uma frequência bastante baixa tal que elas não interfiram. Preferivelmente porém, também pode haver uma fonte de frequência mais alta. Porque há só uma fonte de frequência mais alta, suas frequências altas não interferirão com qualquer outro sinal (e seus sinais de baixa frequência não interferirão com as outras fontes de baixa frequência por causa da forma de cone dos dados).

[0187] Assim, as frequências das múltiplas fontes podem ser selecionadas para minimizar interferência/'aliasing' dos dados de cada fonte.

[0188] Deveria ser apreciado que as etapas de método discutidas acima podem se aplicar igualmente à modelagem e à aquisição de dados físicos.

[0189] O método pode compreender aplicar correções de movimento de fonte aos dados registrados. Isto pode ser executado usando qualquer técnica conhecida.

[0190] O método pode compreender regularizar os dados. Isto pode ocorrer depois de transformar os dados isolados de volta no domínio original (por exemplo, o domínio de tempo-espaço), depois de filtrar ou depois de condicionar. Os dados podem precisar ser regularizados se os locais espaciais aos quais os campos de onda foram gerados pela fonte não forem os locais desejados. Este pode ser o caso se os campos de onda fossem ativados com respeito a intervalos de tempo constantes em lugar de com respeito a intervalos de espaçamento constantes, ou se um tremor de tempo grande fosse usado. A regularização pode ser regularização espacial. Regularizar os dados pode ser alcançado usando técnicas de regularização padrão. Regularização pode ocorrer no domínio no qual os dados foram registrados ou no domínio transformado.

[0191] Deveria ser notado que todas "as trocas" nos dados discutidos acima são trocas meramente relativas no domínio transformado, isto é, quando é declarado que um primeiro conjunto de dados é trocado longe de um segundo, poderia igualmente ser pensado de como trocar o segundo conjunto de dados longe do primeiro, ou realmente ambos os conjuntos de dados sendo trocados relativo a outro ponto. Os dados no domínio podem ser periódicos, por exemplo no domínio de frequência- número de onda os dados podem ter um período de 2kN (isto é, dados a k e k+2nkN podem ser idênticos). Assim, deveria ser entendido que os eixos podem ser alterados trocando efetivamente todos os dados. Quais conjuntos de dados estão sendo "trocados" simplesmente dependerá de se os eixos no domínio também são trocados, que pode ser escolhido livremente pelo operador.

[0192] Ademais, deveria ser notado que o "local trocado" não é nenhum local/coordenada específica no domínio, mas ao invés deveria se referir a uma troca pela mesma quantidade no domínio (por exemplo, dados que teriam tido uma coordenada k1 quando trocados ao "local trocado" tem local k1+kshift e dados que teriam tido uma coordenada k2 quando trocados ao "local trocado" tem local k2+kshift).

[0193] Em um segundo aspecto, a invenção provê um sistema para gerar dados geofísicos compreendendo pelo menos uma fonte para gerar um campo de onda geofísico com uma assinatura variada, em que a fonte está configurada para variar a assinatura do campo de onda geofísico em um padrão periódico.

[0194] O sistema pode ademais compreender: pelo menos um receptor para registrar energia geofísica, a energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico de propagação gerado na pelo menos uma fonte; e um processador para transformar os dados geofísicos registrados em outro domínio. O outro domínio pode ser um domínio tal que pelo menos alguns dos dados geofísicos registrados sejam trocados a um local que é diferente do local no outro domínio onde os pelo menos alguns dos dados geofísicos teriam tido a assinatura variada não usada. Aqui, os pelo menos alguns dos dados geofísicos registrados podem ser tudo ou parte dos dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado pela fonte.

[0195] O sistema pode compreender pelo menos um receptor para registrar energia geofísica, a energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico de propagação gerado na pelo menos uma fonte; e um processador para isolar os dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado na pelo menos uma fonte de quaisquer outros dados geofísicos que podem estar presentes no outro domínio. O processador compreende um filtro para filtrar os dados registrados. O filtro pode ser o filtro discutido acima em relação ao método.

[0196] O sistema pode ademais compreender pelo menos duas fontes, cada uma para gerar um campo de onda geofísico, a primeira fonte não tendo nenhuma assinatura variada e a segunda fonte tendo a assinatura variada, tal que os dados geofísicos da segunda fonte serão trocados longe dos dados geofísicos da primeira fonte. Alternativamente, cada fonte poderia ter uma assinatura variada diferente, tal que os dados geofísicos da segunda fonte serão trocados longe dos dados geofísicos da primeira fonte.

[0197] O sistema pode ser configurado para executar quaisquer dos métodos discutidos acima. O sistema pode compreender quaisquer das características discutidas em relação aos métodos discutidos acima.

[0198] Em um terceiro aspecto, a invenção provê um produto de programa de computação compreendendo instruções legíveis por computador que, quando correm em um computador, estão configuradas para: fazer pelo menos uma fonte gerar um campo de onda geofísico com uma assinatura variada, em que a assinatura é variada em um padrão periódico.

[0199] O produto de programa de computação pode ser configurado para executar quaisquer dos métodos do primeiro e/ou segundo aspectos. O produto de programa de computação pode ser configurado para fazer quaisquer dos sistemas do primeiro e/ou segundo aspectos executar quaisquer dos métodos discutidos acima.

[0200] Em um quarto aspecto, a invenção provê um método de prospectar hidrocarbonetos. Este método compreende executar quaisquer dos métodos do primeiro e/ou segundo aspectos, usando possivelmente o produto de programa de computação do terceiro ou sétimo aspectos. Este método pode compreender usar o sistema do segundo aspecto e/ou o produto de programa de computação do terceiro aspecto para prospectar hidrocarbonetos.

[0201] O método pode compreender usar os dados geofísicos gerados para identificar locais para perfurar e/ou identificar locais de poço usando o modelo. O método pode compreender perfurar a e/ou em ditos locais identificados.

[0202] Em um quinto aspecto, a invenção provê um método de produzir hidrocarbonetos. O método pode compreender executar quaisquer dos métodos do primeiro e/ou quarto aspectos, e produzir hidrocarbonetos pelos poços perfurados. Este método pode compreender usar o sistema do segundo aspecto e/ou o produto de programa de computação do terceiro aspecto para produzir hidrocarbonetos.

[0203] Concretizações preferidas da invenção serão discutidas agora, por meio de exemplo somente, com referência aos desenhos acompanhantes, em que:

[0204] Figura 1 mostra uma ilustração do que um conjunto de dados sísmicos de coleção de receptor comum pode parecer em fk depois de tiroteio convencional (esquerda) e polaridade alternada em todo segundo tiro (direita).

[0205] Figura 2 mostra uma ilustração do que um conjunto de dados sísmicos de coleção de receptor comum pode parecer em fk depois de usar um tremor de tempo em todo segundo tiro.

[0206] Figura 3 mostra um conjunto de dados adquirido de exemplo usado para ilustrar uma concretização da presente invenção.

[0207] Figura 4 mostra o espectro fk dos dados mostrado na Figura 3.

[0208] Figura 5 mostra o espectro fk dos dados mostrados na Figura 3, mas onde a polaridade de todo segundo traço foi invertida, emulando uma pesquisa onde todo segundo tiro tem polaridade aos tiros logo antes e depois.

[0209] Figura 6 mostra o espectro fk dos dados mostrados na Figura 3, mas invertendo polaridade em traços tal como no padrão +1, +1, -1, -1, +1, +1, -1, -1, etc., emulando uma pesquisa onde a polaridade de tiros é invertida nesse padrão.

[0210] Figura 7 mostra o espectro fk dos dados mostrados na Figura 3, mas onde uma troca de tempo de 10 ms foi aplicada a todo segundo traço, emulando uma pesquisa onde um tremor de tempo de 10 ms em todo segundo tiro é usado.

[0211] Figura 8 mostra o espectro dos dados mostrados na Figura 3, mas onde uma troca de tempo de 20 ms foi aplicada a todo segundo traço, emulando uma pesquisa onde um tremor de tempo de 20 ms em todo segundo tiro é usado.

[0212] Figura 9 mostra o espectro dos dados mostrados na Figura 3, mas onde uma troca de tempo de 40 ms foi aplicada a todo segundo traço, emulando uma pesquisa onde um tremor de tempo de 40 ms em todo segundo tiro é usado.

[0213] Figura 10 mostra o espectro fk dos dados mostrados na Figura 3, mas onde uma troca de tempo de 200 ms foi aplicada a todo segundo traço, emulando uma pesquisa onde um tremor de tempo de 200 ms em todo segundo tiro é usado.

[0214] Figura 11 mostra os dados da Figura 7, onde a equação 17 foi usada para "deghost" corretamente o cone de sinal centrado ao redor do número de onda de Nyquist de forma que os dados trocados agora correspondam novamente aos dados originais (mas trocados ao número de onda de Nyquist).

[0215] Figura 12 mostra os dados mostrados na Figura 11, onde a equação 17 foi usada para "reghost" corretamente o cone de sinal centrado ao redor do número de onda de Nyquist e subtraí-lo do cone de sinal centrado ao redor de k = 0. Nós somos deixados com um conjunto de dados com um cone de sinal somente que foi trocado ao número de onda de Nyquist.

[0216] Figura 13 mostra uma possível configuração para uma fonte de flip/flop para alcançar um distribuição uniforme completamente espacial de pontos de tiro quando tremor de tempo é usado.

[0217] Figura 14 mostra o efeito em chegadas de ruído de tiro de sinal e residuais depois de retirar trocas de tempo.

[0218] Em uma concretização, o método presente relaciona-se a um novo modo para adquirir dados sísmicos baseado em como fontes sísmicas são utilizadas. A realização fundamental é que variando a assinatura de fonte de tiro para tiro é possível separar dados de outros sinais ou ruído. Em uma concretização da invenção, um barco de fonte atira todo segundo tiro com uma certa assinatura de fonte enquanto todo tiro intermediário é disparado com a mesma assinatura de fonte, mas com polaridade oposta. Depois de uma transformada de frequência-número de onda (fk) de tais dados, por exemplo ordenados em uma coleção de receptor comum, os dados povoarão pontas opostas do eixo k no espectro fk comparado a onde um conjunto de dados de tiro convencionalmente com a mesma assinatura de fonte para todo tiro terminaria. A teoria disto está discutida em detalhes abaixo. Nós podemos explorar este efeito para várias aplicações diferentes, que são cada uma discutida em maior detalhe abaixo:

1. Aquisição de fonte simultânea

[0219] A técnica descrita aqui oferece um novo modo para adquirir dados de fonte simultâneos. Duas ou mais fontes podem ser disparadas simultaneamente, e os dados recebidos delas podem ser separados, pelo uso de padrões de assinatura variados diferentes.

2. Cancelamento de interferência sísmica

[0220] Usando o método presente nós podemos adaptar o sinal de dados registrado de modo a trocar os dados se originando da uma ou mais fontes de interferência sísmica. Para alcançar isto, o padrão ótimo de assinatura pode ser adaptado quando as medições são levadas.

3. Atenuação de ruído de tiro residual

[0221] Escolhendo o padrão de variação de assinatura apropriadamente, nós podemos usar a metodologia para isolar ruído de tiro residual, que pode ser removido sem afetar o sinal absolutamente. Benefícios incluem melhor relação de sinal para ruído nos dados adquiridos, aquisição mais rápida de dados sísmicos, aquisição mais densa de dados sísmicos, melhor aquisição de baixa frequência (baixas frequências tendem a ser mais afetadas por ruído de tiro residual).

4. Modelagem de dados sísmicos e migração de tempo inverso (RTM)

[0222] Desde que o método permite múltiplas fontes serem usadas simultaneamente, pode haver economias de eficiência dramáticas ao modelar. Por exemplo, se duas fontes forem usadas, há economias de eficiência imediatas até um fator de 2.

5. Aquisição sísmica de banda larga

[0223] Como é discutido ademais abaixo, uma vez trocados, pode haver algum 'aliasing' dos dados de múltiplas fontes. Porém, dados de múltiplas fontes sempre são 'unaliased' para baixas frequências usando nosso método. Nós podemos propor construir fontes de baixa frequência e garantir que estas não interferirão com a aquisição de dados convencionais.

6. Aquisição efetiva em custo de dados de onda de cisalhamento

[0224] Semelhantemente à aplicação de RSN, escolhendo o padrão de variação de assinatura apropriadamente, nós podemos usar a metodologia para isolar a chegada de onda de cisalhamento da chegada de onda de pressão.

7. 'Deghosting' e gradientes de lado de fonte para interpolação

[0225] Aplicando o padrão de assinatura de fonte variada a sub-arranjos diferentes dentro de um arranjo de armas de ar, é possível separar as respostas de sub-arranjos tal que gradientes horizontais no lado de fonte possam ser computados. Estes são úteis para 'deghosting' de lado de fonte e outras aplicações.

Teoria

[0226] Na discussão seguinte da teoria atrás do método presente, técnicas que exploram o fato que o espaço fk em dados sísmicos marinhos contém porções significantes que estão vazias limitadas por velocidades de propagação aparentes que não podem ser mais baixas que a velocidade de propagação em água são discutidas. Porém, outros domínios e tipos de dados geofísicos também podem ser usados.

[0227] A parte esquerda da Figura 1 ilustra um gráfico de frequência-número de onda (fk), por exemplo, uma coleção de tiro comum ou coleção de receptor comum de uma pesquisa sísmica marinha. Toda a energia de sinal assenta dentro de um "cone de sinal". Isto é porque a velocidade aparente possível mais lenta de qualquer energia sísmica corresponderá à velocidade de propagação de água. Fora deste cone de sinal, os dados são zero no gráfico fk.

[0228] Os inventores acharam que variando a forma de assinatura de fonte tiro a tiro por esse meio introduzindo padrões de tiroteio diferentes é possível fazer uso muito melhor do espaço disponível fk. Os dados podem ser deliberadamente 'aliased'.

[0229] Um exemplo de um tal padrão de tiroteio é atirar todos os pontos de tiro pares com uma certa assinatura de fonte e intercalar todos os pontos de tiro impares usando a mesma assinatura de fonte, mas com polaridade oposta. Para um tal conjunto de dados, uma coleção de receptor comum registrada terá todo segundo traço com polaridade invertida, ou em outras palavras, a seguinte função moduladora foi aplicada a um conjunto de dados convencional, onde todos os traços tinham a mesma assinatura de fonte:

[0230] Equação 12 também pode ser escrita como:

[0231] Aplicando a função g1 na equação 13 como uma função moduladora a dados f(n) convencionalmente registrados (isto é, dados registrados sem usar uma assinatura de fonte variada) onde n é número de traço, antes de levar uma transformada de Fourier discreta (normalizada):

[0232] nós obtemos

[0233] que é um resultado de transformada de Fourier padrão (troca de número de onda). Quer dizer, modular uma função com a equação 12 resulta em uma troca de número de onda pelo número de onda de Nyquist.

[0234] A parte direita da Figura 1 mostra o que um tal conjunto de dados pareceria depois de uma transformada fk. Note que o cone de sinal foi trocado lateralmente agora de forma que esteja centrado ao número de onda de Nyquist kN com metade do cone de sinal no lado negativo do eixo de número de onda e a outra metade no lado positivo.

[0235] A seguir nós consideramos o caso que nós nos referimos como tremor de tempo. Em tal caso, todo segundo traço pode ter um tremor de tempo T comparado a traços vizinhos. A função moduladora que nós desejamos aplicar pode ser escrita como um superposição de várias funções com transformadas conhecidas:

[0236] Note que as exponenciais são devido às transformadas de Fourier em uma dimensão diferente (transformadas de Fourier de uma troca de tempo T) e são constantes em dimensão (espaço) que nós consideramos.

[0237] Equação 15 pode ser escrita mais compacta como, a soma de duas funções moduladoras (uma das quais é uma constante com respeito a número de traço n):

[0238] Finalmente, nós podemos obter o resultado:

[0239] Equação 17 mostra que os dados sísmicos serão mapeados em dois lugares. Parte dos dados permanecerá ao cone de sinal centrado ao redor de k = 0 (isto é, a parte com frequências ao redor de o) = π(2n+1)/T) ) devido ao primeiro termo da equação 17 e parte dos dados será mapeada a um cone de sinal centrado ao redor do número de onda de Nyquist kN (isto é, a parte com frequências ao redor de o = 2πn/T) devido ao segundo termo na equação 17. Figura 2 ilustra que, em comparação a dados convencionais (parte esquerda da Figura 1), os dados foram trocados parcialmente para kN. Especificamente, os dados no cone de sinal 1 centrado ao redor de k = 0 não foram trocados, mas os dados em cone de sinal 2 centrado ao redor de k = kN foram trocados.

[0240] Assim, da equação 12 está claro que quando inversões de polaridade são usadas, substancialmente todos os dados da fonte serão trocados. Porém, da equação 17 está claro que ao usar tremor de tempo, dados só serão trocados parcialmente.

[0241] Porém, os inventores perceberam que se um dos termos da equação 17 for conhecido de dados registrados, então o outro termo pode ser predito usando a equação 17. Esta é uma observação crítica que faz tremor de tempo tão útil quanto polaridades invertidas.

[0242] Desde que não é necessário inverter a polaridade usando tremor de tempo como a assinatura variada, tremor de tempo pode ser executado usando fontes convencionais (tais como armas de ar). Polaridade invertida, por outro lado, pode requerer o uso de equipamento mais especialista, tal como vibroseis marinhos.

[0243] Como pode ser apreciado, a teoria atrás do método presente pode ser apresentada de numerosos modos diferentes. Outro modo de considerar as origens do efeito de variar a assinatura de fonte de tiro a tiro é que os dados registrados então podem ser considerados consistirem em uma soma de conjuntos de dados individuais, onde cada conjunto de dados tem uma assinatura de fonte individual/específica. Digamos, quando a assinatura de fonte está atrasada em todo segundo tiro, os dados podem ser considerados serem a soma de dois conjuntos de dados: um sem atraso de fonte, e o outro com atraso de fonte. Os dados completos terão uma frequência de amostragem de ks. Os dois conjuntos de dados individuais terão então frequência de amostragem ks/2. Esta propriedade conduz a todos os benefícios em aquisição, processamento, modelagem e inversão que foram descritos na invenção.

Exemplo na prática

[0244] Figura 3 mostra um conjunto de dados de exemplo de uma pesquisa sísmica. Embora os dados compreendam uma coleção de tiro comum amostrada a espaçamento de traço de 6,25 m, nós manipularemos os dados como se fossem uma coleção de receptor comum, onde todo segundo traço corresponde a um novo local de fonte (amostrado densamente não realisticamente a espaçamento de fonte de 6,25 m). Só uma parte pequena dos dados foi selecionada tal que por exemplo todos os próximos ofsetes estão perdidos. Isto gerará alguns artefatos de ruído ao transformar os dados no espaço fk.

[0245] Figura 4 mostra um gráfico fk dos dados na Figura 3. Isto é um gráfico fk de dados juntados usando um padrão de tiroteio convencional (por exemplo, o lado esquerdo da Figura 1). Neste caso particular, a maioria dos dados chega com número de onda negativo. Isto é porque a fonte está situada em frente à expansão. Nós podemos ver claramente o esboço de um cone de sinal limitado pela velocidade aparente mínima observável de chegadas (velocidade de água). Nós vemos como alguma energia "sangra" fora do cone de sinal. Este é um artefato causado pelo fato que nós escolhemos uma seção pequena de dados. Um conjunto de dados mais completo (tal como conjunto de dados espalhados divididos com ofsetes próximos e distantes) seria focalizado melhor dentro do cone de sinal. Porém, os dados mostrados aqui são bons bastante para servir o propósito de ilustrar nosso conceito.

[0246] Figura 5 mostra um gráfico fk onde todo segundo traço tem polaridade oposta a todo segundo traço (por exemplo +1, -1, +1, -1, +1, -1, etc.). Como esperado, o cone de sinal foi trocado ao longo do eixo de número de onda a ser centrado ao redor do número de onda de Nyquist. Isto é como mostrado esquematicamente no lado direito da Figura 1.

[0247] Figura 6 mostra o gráfico fk dos mesmos dados, mas a polaridade está invertida como segue: +1, +1, -1, -1, +1, +1, -1, -1, etc. Pode ser visto que o cone de sinal foi trocado para ser centrado ao redor de metade positiva e negativa do número de onda de Nyquist.

[0248] Figuras 7, 8, 9 e 10 mostram gráficos fk dos dados depois de aplicar uma troca de tempo a todo segundo traço de 10 ms, 40 ms e 200 ms, respectivamente. Por exemplo, a fonte pode ser uma fonte de flip/flop. Note como parte da troca de dados de ser centrada ao redor de número de onda k = 0 ao fim oposto do eixo de número de onda, isto é, o número de onda de Nyquist. Um entalhe padrão pode ser visto (no seguinte chamado "fantasmas", embora estes não tenham nada que ver com um fantasma de superfície de mar), onde para certas frequências todos os dados estão trocados e com certas frequências nenhum dos dados está trocado. Este entalhe pode ser entendido olhando para a equação 14. Para certas frequências ( onde T é o tremor) todos os dados serão trocados, e para outras certas frequências ( ), nenhum dos dados será trocado.

[0249] Como discutido acima, é possível remover estes entalhes, e trocar todos os dados de forma que sejam centrados ao redor do número de onda de Nyquist. Isto é mostrado nas Figuras 11 e 12, onde a equação 16 é aplicada aos dados com um tremo de tempo de 10 ms (Figura 7) para ilustrar como nós podemos recuperar a amplitude de um cone de sinal que foi trocado ao número de onda de Nyquist (até mesmo se o cone de sinal ao redor de k = 0 for perdido ou completamente mascarado em ruído ou outros dados). Esta estimativa também é usada para "reghost" os dados (estes termos como usados aqui não têm nada que ver com o problema de fantasma de superfície de mar) para remover completamente tudo que é deixado a k = 0.

[0250] Figura 11 mostra os dados da Figura 7, onde a equação 17 foi usada para "deghost" corretamente o cone de sinal centrado ao redor do número de onda de Nyquist de forma que os dados trocados correspondam agora novamente aos dados originais (mas trocados ao número de onda de Nyquist).

[0251] Figura 12 mostra os dados mostrados na Figura 11, onde a equação 17 foi usada para "reghost" corretamente o cone de sinal centrado ao redor do número de onda de Nyquist e subtraí-lo do cone de sinal centrado ao redor de k = 0. Nós somos deixados com um conjunto de dados com um cone de sinal que só foi trocado ao número de onda de Nyquist.

[0252] Assim, usando tremor de tempo, os dados são trocados parcialmente. Porém, os dados não trocados podem ser trocados matematicamente entendendo a teoria atrás da troca.

[0253] Agora algumas aplicações do método presente são descritas, por meio de exemplo somente.

1. Aquisição de fonte simultânea

[0254] Em uma concretização nós temos dois barcos de fonte. O primeiro barco atira todo segundo tiro com polaridade oposta. O outro barco adquire dados convencionalmente (isto é, sem assinatura variada). Os dados registrados, em uma coleção de receptor comum, conterão uma superposição dos dois conjuntos de dados. Porém, depois de uma transformada fk, os dados se separam a fins opostos do eixo k no espectro fk (um cone centrado a número de onda da fonte convencional k = 0 e o outro cone centrado a + / - o número de onda de Nyquist da fonte de assinatura variada). Os dois conjuntos de dados podem ser isolados agora e transformados inversamente de volta ao domínio de espaço-tempo para obter os conjuntos de dados correspondendo a cada barco de fonte separadamente. O conjunto de dados onde todo segundo traço tem polaridade oposta pode ser condicionado agora de forma que todo traço tenha a mesma polaridade.

[0255] Em outra concretização, uma fonte é disparada sem uma troca de tempo enquanto uma segunda fonte é disparada usando um tremor de tempo constante (por exemplo, 10 ms como mostrado acima) para todo segundo tiro. Os dados da primeira fonte sempre terminarão em um cone de sinal ao redor de k = 0. Porém, os dados da segunda fonte serão divididos entre dois cones de sinal; o centrado ao redor de k = 0 e um centrado ao redor do número de onda de Nyquist conforme a equação 14. A teoria acima mostra como: l. ) Recuperar completamente os dados da segunda fonte usando o cone de sinal ao redor de número de onda de Nyquist somente (pelo que se assemelha à operação de "deghosting" discutida acima). m. ) Remover toda a energia da segunda fonte que foi deixada trás no cone de sinal centrado ao redor de k = 0. Em outras palavras, o dados da primeira fonte são recuperados completamente.

[0256] Os conceitos destas duas concretizações podem ser generalizados para mais de duas fontes e para assinaturas variadas diferentes. Por exemplo, tendo uma terceira fonte com um tremor de tempo em dois tiros sucessivos e então nenhum tremor de tempo nos próximos dois tiros sucessivos, então tremores de tempo nos seguintes dois tiros sucessivos, etc., nós obteremos dados com um novo cone de sinal introduzido, centrado ao redor da metade do número de onda de Nyquist.

[0257] Note que embora partes grandes do espaço fk estejam vazias em dados adquiridos convencionalmente, coleções de receptor comuns tipicamente são adquiridas escassas de forma que elas 'alias' já a frequências dentro da banda de frequência de interesse. Usando a técnica descrita aqui, os dois conjuntos de dados começarão a interferir a uma frequência mais baixa par porque os cones de sinal dos dados das várias fontes podem se sobrepor sobre um certo valor de frequência de limiar. É desejável evitar isto tanto quanto possível. Os inventores acharam vários modos para mitigar dados 'aliased'e/ou interferentes: n. Em vez de separar os dados em coleções de receptor comuns, dados poderiam ser separados em outro domínio tais como coleções de ofsete comuns. Coleções de ofsete comuns são velocidades largamente planas e aparentes serão muito mais altas comparadas a coleções de receptor comuns e portanto se separarão muito melhor depois de uma transformada fk, isto é, o cone de sinal terá lados mais íngremes, e consequentemente será mais estreito, e assim interferirá menos com outros cones de sinal. Contanto que a sequência de modular trocas de tempo de traço para traço seja mantida em uma tal coleção, nós separaremos os dados como desejado em fk. o. Desde que as frequências mais baixas em cada cone de dados de sinal não sobreporão com outros cones de dados (devido à forma do cone de dados), as frequências mais baixas sempre são 'unaliased'. 'Dealiasing' as frequências mais altas 'aliased' pode ser executado usando técnicas conhecidas. Em tal técnica "Interpolação com priores" (Spitz, 1991; Ozbek et al., 2009; Vasallo et al., 2010; Ozbek et al., 2010) exploram o fato que (1) um modelo de uma frequência mais alta 'unaliased' pode ser predito dos dados 'aliased', (2) o uso de uma frequência mais baixa 'unaliased' para computar priores, e (3) uma suposição tal como que os dados contêm eventos lineares somente em fk. Tal 'dealiasing' será muito efetivo nos tipos de dados que nós propomos também adquirir em casos de usar um maior número de barcos de fonte do que dois. p. Removendo a onda direta, ondas guiadas na camada de água, refrações de fundo de água, etc. (por exemplo, modelando), a largura do cone de sinal pode ser estreitada substancialmente de forma que os cones de sinal sejam melhor separados em fk e o método será mais efetivo. q. Se dados forem registrados longe de um local de gravação, o cone de sinal em uma coleção de receptor comum aparecerá mais estreita como a gama de azimute está limitada. Achar coleções apropriadas para ordenar dados originais simultâneos pode ser usado para assegurar que pelo menos um cone de sinal seja mais estreito e separado melhor dos outros.

[0258] Estes métodos de mitigação são aplicáveis a qualquer aplicação do método presente onde múltiplas fontes são usadas.

2. Cancelamento de interferência sísmica

[0259] Interferência sísmica é a influência indesejada de uma pesquisa sísmica diferente conduzida na redondeza da própria pesquisa sísmica. Interferência sísmica (SI) é relativamente fácil de remover se a energia sísmica interferente estiver chegando na direção em linha da pesquisa sísmica. Porém, um caso particularmente difícil é interferência sísmica chegando da borda. Usando a técnica descrita neste relatório, nós podemos mover o sinal para estar até onde possível no espectro fk da SI.

[0260] Dados de SI têm frequentemente uma polarização de baixa frequência comparada aos dados sísmicos adquiridos. A fim de remover SI tanto quanto possível, ao usar tremor de tempo, uma troca de tempo grande deveria ser escolhida preferivelmente semelhante a meio período dominante na SI. Nós esperamos a aplicação de SI trabalhar particularmente bem devido à natureza limitada em banda de SI tal que alguém possa evitar interferência com os dados sendo adquiridos (baixas frequências trocadas longe dos dados ao longo do eixo de número de onda cairão completamente fora do cone de sinal dos dados adquiridos).

[0261] Usando o método presente, o operador pode ter certeza que o conjunto de dados registrados sempre será adquirido ao lado oposto do eixo k comparado à interferência sísmica depois de uma transformada fk independente da direção de chegada da interferência sísmica. Os dados interferentes portanto serão até mais fáceis de remover do que o caso atualmente mais benigno de interferência em linha. A sequência de assinatura apropriada (por exemplo, a variação de polaridade ou tremor de troca de tempo determinística) pode ser escolhida diretamente no campo ao encontrar interferência sísmica. Por exemplo, se a SI for causada por outro barco atirando ondas sísmicas, pode ser possível selecionar a assinatura apropriadamente se os tempos de gatilho de fonte do outro barco forem conhecidos.

3. Atenuação de ruído de tiro residual

[0262] Ruído de tiro residual (RSN) é energia registrada que chega de reflexões fundas, conversões de onda de cisalhamento, múltiplos de ordem alta ou combinações disso, mas que foram gerados do tiro prévio. É uma forma principal de ruído gerado por tiro que limita sinal para ruído em dados registrados em casos onde outros tipos de ruído tal como ruído ambiente são mais fracos. Portanto, em tais cenários, se nós podemos reduzir RSN, nós podemos tanto i) atirar dados sísmicos mais rápidos (conduzindo à velocidade de reboque mais rápida e portanto registros mais curtos), ii) atirar mais densamente, ou iii) nós sempre podemos garantir que os dados serão de qualidade mais alta se nós retivermos a mesma velocidade de reboque e densidade de tiro. A remoção de RSN pode portanto ter um impacto significante na eficiência de custo de uma pesquisa. Note que RSN é particularmente problemática para baixas frequências desde que dados de baixa frequência sofrem menos de atenuação na subsuperfície da Terra e portanto exigem tempos mais longos para decair antes que nós estivéssemos prontos para adquirir um novo tiro não contaminado.

[0263] Em uma concretização, o método seguinte pode ser usado para isolar ruído de tiro residual ao adquirir dados sísmicos usando um barco de fonte. Primeiro, atire dois tiros sucessivos com a mesma polaridade. Então, atire dois tiros sucessivos com polaridade oposta. A seguir novamente atire dois tiros sucessivos com a mesma polaridade como os primeiros dois seguidos por dois com polaridade oposta, etc. Depois de adquirir os dados, multiplique todos os tiros com polaridade oposta com -1 (ou multiplique todos os tiros com polaridade positiva com -1) tal que todos os traços tenham agora a mesma polaridade. De forma interessante, o ruído de tiro residual terá polaridade oposta em todo segundo traço. Por causa disto, depois de uma transformada fk, o ruído de tiro residual termina no lado oposto do eixo k comparado ao sinal desejado e pode ser emudecido eficazmente.

[0264] Em outra concretização, fontes de flip/flop podem ser usadas de forma que o tempo entre tiros de flop sucessivos sempre seja essencialmente o mesmo e essencialmente também igual ao tempo entre tiros de flip sucessivos. Porém, o tempo entre um tiro de flip e flop é diferente comparado ao tempo entre um tiro de flop e flip.

[0265] Figura 13 ilustra como dados de flip/flop com estes tipos de trocas de tempo podem ser adquiridos com posições de tiro completamente uniformes. O topo da Figura 13 mostra um arranjo de fonte de flip/flop convencional, onde as duas estrelas representam os dois arranjos de armas de ar tendo o mesmo ofsete em linha, mas estão trocados na direção de linha transversal. No fundo da Figura 13 adicionalmente, a fonte de flip foi trocada comparada à fonte de flop na direção em linha.

[0266] Como um exemplo, considere um caso onde dados são adquiridos com uma velocidade de reboque de 2,5 m/s. Em uma aquisição de flip/flop convencional, dados são atirados todo 10 s de forma que nós obtemos uma distância entre tiros de flop de e uma distância entre tiros de flip igualmente. Tiros de flip e flop são perfeitamente cambaleantes com respeito um ao outro.

[0267] Em nosso método, uma troca de tempo leve entre tiros de flip e flop pode ser introduzida como o tremor de tempo. Por exemplo, o tempo entre tiros de flip e flop é 9,8 s e o tempo entre tiros de flop e flip é 10,2 s. Cambaleando as fontes na direção em linha como ilustrado na metade inferior da Figura 10, é possível silenciar dados de aquisição em uma grade completamente uniforme. Tudo que nós requeremos é cambalear as fontes por uma distância que corresponde à distância que o barco avança através de 0,2 s, que em nosso caso é 0,5 m. Note que para os tempos cambaleantes preferidos de digamos 10 ms ou 20 ms, esta distância é tão curta que pode ser ignorada (2,5 cm no caso de uma troca de tempo de 10 ms) tal que nós podemos continuar rebocando fontes de flip/flop como é convencionalmente feito (topo da Figura 13).

[0268] Figura 14 ilustra uma coleção de receptor comum adquirida usando tiroteio de flip/flop usando uma técnica convencional (esquerda) e o novo método descrito aqui depois de retirar da troca de tempo que foi introduzida durante aquisição (direita). O caso ilustrado mostra onde nós rebocamos as fontes mais rapidamente usando a nova técnica tal que a duração de registro seja mais curta à direita da Figura 14 comparado à esquerda. Ambos ruído gerado de sinal e tiro (RSN) de fontes de flop são coloridos em preto enquanto chegadas devido à fonte de flip estão coloridas em cinza. No caso convencional, nós notamos que ambos sinal e RSN são coerentes e contínuos de tiro a tiro. Porém, usando o método presente, nós notamos que enquanto o sinal fica contínuo de tiro a tiro, RSN sofre uma troca de tempo que é duas vezes aquela da troca de tempo original introduzida durante aquisição. Quer dizer, se dados fossem atirados com 9,8 s entre tiros de flip e flop e 10,2 s entre tiros de flop e flip, RSN será trocado por 0,4 s de traço para traço depois de apoio da troca de tempo original tal que o sinal seja contínuo entre tiros. Este efeito pode ser explorado para mover RSN longe de sinal centrado ao redor de número de onda k = 0 ao fim oposto do eixo de número de onda (número de onda de Nyquist) como descrito acima. Nós podemos remover agora completamente o RSN sem prejudicar o sinal depois de uma transformada satisfatória para o domínio fk por exemplo. Note que a escolha ótima de tempos cambaleantes entre fontes de flip e flop dependerá de geologia e do caráter do RSN. É provável que da mesma maneira como no caso da aplicação de SI, nós nos beneficiaremos de focalizar em baixas frequências somente (da mesma maneira como para SI, RSN tende a ser particularmente severo a baixas frequências). Novamente, uma vantagem particular da polarização de baixa frequência é que nós seremos muito menos propensos a problemas com 'aliasing' espacial.

[0269] Enquanto isto foi discutido em termos de fontes de flip/flop, o mesmo princípio pode ser usado para qualquer fonte com uma assinatura variada periódica.

4. Modelagem de dados sísmicos e migração de tempo inverso (RTM)

[0270] Máquinas de modelagem sísmicas tais como diferenças finitas (FD) formam a base da modelagem do estado da técnica, algoritmos de geração de imagem e inversão. Tais máquinas de modelagem são extremamente intensivas computacionalmente e nesse caso gerar dados sintéticos usando mais de um ponto de tiro de cada vez poderia aumentar a eficiência significativamente.

[0271] Está claro que usando o método presente, alguém pode recuperar imediatamente dados sintéticos 'unaliased' com duas (ou mais) fontes simultâneas usando as técnicas descritas aqui. Este é particularmente o caso se todas menos uma das fontes só contiver baixas frequências até o ponto onde elas começariam a interferir com os outros dados, desde que neste caso os dados gerados são sempre 'unaliased' e podem ser recuperados para frequências suficientemente baixas.

[0272] Assim, dados de baixa frequência podem ser adquiridos ao mesmo tempo que uma fonte convencional e assim - em termos de potência de computação - são efetivamente adquiridos de graça. Os dados de baixa frequência são de frequência bastante baixa de forma que não interferirão com quaisquer dos dados das outras fontes de baixa frequência ou fontes convencionais.

[0273] Ademais, as técnicas discutidas acima relativas a minimizar interferência e 'aliasing' podem ser usadas para mitigar interferência e 'aliasing' emite entre fontes.

5. Aquisição sísmica de banda larga

[0274] A fim de executar aquisição de banda larga, foi proposto usar uma fonte de baixa frequência dedicada, tal como um "sub-woofer" em combinação com uma fonte convencional (Berkhout (2012)). Usando nossa invenção nós podemos adquirir tais "dados de sub-woofer" simultaneamente com uma fonte convencional que cobre poucas baixas frequências, mas principalmente frequências intermediárias e altas. Adquirir a polaridade de inversão de "dados de sub-woofer" a todo segundo ponto de tiro portanto pode ser feito sem interferir com os dados convencionais absolutamente (semelhantemente à aplicação de modelagem descrita mais cedo). Alternativamente, tremor de tempo poderia ser usado.

[0275] Dependendo da frequência máxima dos "dados de sub-woofer", nós também podemos escolher adquirir isto mais escasso sem interferir com os dados de tiro convencionalmente ou sem 'aliasing' os próprios "dados de sub-woofer". Porém, vibroseis marinhos são conhecidos serem ineficientes em emitir baixas frequências. Portanto, até mesmo se nós tivermos um propósito de construir vibroseis marinhos de baixa frequência, nós nos provavelmente nos beneficiaremos de atirar frequentemente para compensar a saída mais fraca.

[0276] Assim, as múltiplas fontes simultâneas podem compreender pelo menos uma fonte de baixa frequência e pelo menos uma fonte convencional.

6. Aquisição efetiva em custo de dados de onda de cisalhamento

[0277] Dados de onda convertidos (cisalhamento) podem ser adquiridos muito mais eficazmente usando o conceito de tremor de tempo, ou inversão de polaridade, habilitando durações de registro que são semelhantes àquelas de dados de pressão convencionais. O procedimento e benefícios são análogos àqueles descritos sob a aplicação de RSN esboçada acima.

[0278] Note que ambos RSN e ondas de cisalhamento ocorrem tarde no registro e em ambos os casos os números de onda aparentes estão limitados (ondas principalmente chegam perto da vertical) tal que tremor de tempo trabalhará particularmente bem.

[0279] No caso de aquisição de dados de pressão e cisalhamento também nós nos beneficiamos do fato que dados de cisalhamento tendem estar chegando principalmente no componente horizontal em gravações de solo oceânico, assim conduzindo à relação de sinal para ruído mais favorável no processo de separação. Igualmente, dados de pressão dominam a gravações de pressão e Z.

[0280] Finalmente, da mesma maneira como na aplicação de RSN, nós nos beneficiamos do fato que as chegadas de cisalhamento registradas tipicamente faltam frequências altas e portanto estão limitadas a números de onda aparentes mais baixos, e assim são menos prováveis de interferir.

7. 'Deghosting' e gradientes de lado de fonte para interpolação

[0281] Aplicando as sequências de tremor a sub-arranjos diferentes dentro de um arranjo de armas de ar, é possível separar as respostas de sub-arranjos tal que gradientes horizontais no lado de fonte possam ser computados. Estes são úteis para 'deghosting' de lado de fonte e outras aplicações.

[0282] Se o conceito de fonte simultânea for usado para fontes (ou sub-arranjos) que estão localizadas perto uma da outra, alguém pode estimar derivadas espaciais nas direções vertical e horizontal. Note que nós podemos usar sequências de assinatura diferentes para ter três (ou até mesmo mais sub-arranjos) disparando ao mesmo tempo com tremores diferentes que podem ser separados. Destes dados, derivadas espaciais do campo de onda no lado de fonte podem ser computadas para uma gama de aplicações, por exemplo para: derivada vertical pode ser usada para 'deghosting' de lado de fonte e/ou derivadas horizontais podem ser usadas para reconstrução espacial do campo de onda no lado de fonte (Robertsson et al., 2008).

[0283] Essencialmente, neste caso, o arranjo (ou sub-arranjo) é tratado como compreendendo múltiplas fontes. Se a assinatura de cada fonte ou cada sub-arranjo for variada conforme o método presente, é possível saber quais dados registrados vieram de cada fonte (ou sub-arranjo). Sabendo isto pode facilitar grandemente 'deghosting' e cálculos de gradiente de lado de fonte.

REFERÊNCIAS

[0284] Berkhout, A. J. (2012). "Blended acquisition with dispersed source arrays". Geofísica, 77(4), A19-A23.

[0285] Ozbek, A., Ozdemir, A. K., & Vassallo, M. (janeiro de 2009). "Interpolation by matching pursuit". Em 2009 SEG Reunião Anual. Sociedade de Geofísica de Exploração.

[0286] Ozbek, A., Vassallo, M., Ozdemir, K., van Manen, D. J., & Eggenberger, K., (2010). "Crossline wavefield reconstruction from multicomponent streamer data: Part 2 - Joint interpolation and 3D up/down separation by generalized matching pursuit". Geofísica, 75(6), WB69-WB85.

[0287] Robertsson, J. O. A., I. Moore, M. Vassallo, A. K. Ozdemir, D. J. van Manen e A. Ozbek, 2008, "On the use of multicomponent streamer recordings for reconstruction of pressure wavefields in the crossline direction": Geofísica, 73, A45- A49.

[0288] Spitz, S., (1991). "Seismic trace interpolation in the FX domain". Geofísica, 56(6), 785-794.

[0289] Vassallo, M., Ozbek, A., Ozdemir, K. & Eggenberger, K. (2010). "Crossline wave field reconstruction from multicomponent streamer data: Part 1 - Multichannel interpolation by matching pursuit (MIMAP) using pressure and its crossline gradient ". Geofísica, 75(6), WB53-WB67.

[0290] Yilmaz (2001): "Seismic Data Analysis: Processing, Inversion, and Interpretation of Seismic Data", Investigações em Geofísica: SEG

Claims (24)

1. Método de gerar dados geofísicos usando pelo menos uma fonte de arma de ar, o método compreendendo: gerar um campo de onda geofísico com uma assinatura variada usando pelo menos uma fonte de arma de ar, caracterizado pelo fato de que a assinatura do campo de onda geofísico é variada em um padrão periódico pelo uso de uma variação determinística de uma assinatura da pelo menos uma fonte de arma de ar; e usar uma variação determinística da assinatura da pelo menos uma fonte de arma de ar compreende variar: o tempo no qual o campo de onda geofísico é gerado por pelo menos uma fonte de arma de ar; e/ou a polaridade da pelo menos uma fonte de arma de ar; e/ou a fase da pelo menos uma fonte de arma de ar; e/ou a amplitude da pelo menos uma fonte de arma de ar.

2. Método de acordo com reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que ademais compreende: registrar a energia geofísica para produzir dados geofísicos usando pelo menos um receptor, a energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico gerado na pelo menos uma fonte de arma de ar; e transformar os dados geofísicos de um primeiro domínio em outro domínio, em que o outro domínio é um domínio tal que pelo menos alguns dos dados geofísicos sejam trocados a um local no outro domínio que é diferente do local no outro domínio, onde os pelo menos alguns dos dados geofísicos teriam sido obtidos se a assinatura variada não tivesse sido usada.

3. Método de acordo com reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: isolar os dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado na pelo menos uma fonte de arma de ar de quaisquer outros dados geofísicos que podem estar presentes no outro domínio; e preferivelmente transformar os dados geofísicos isolados de volta no domínio no qual os dados geofísicos foram registrados.

4. Método de acordo com reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: registrar a energia geofísica para produzir dados geofísicos usando pelo menos um receptor, a energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico gerado na pelo menos uma fonte de arma de ar; e isolar os dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico gerado na pelo menos uma fonte de arma de ar de quaisquer outros dados geofísicos que podem estar presentes no outro domínio; e a etapa de isolamento preferivelmente compreende filtrar os dados registrados.

5. Método de acordo com a reivindicação 3 ou 4, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: condicionar os dados isolados de modo a remover o padrão de assinatura variado dos dados geofísicos registrados; e em que a etapa de condicionamento preferencialmente ocorre no outro domínio ou no domínio no qual os dados geofísicos foram registrados.

6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 3 a 5, caracterizado pelo fato de que compreende ainda regularizar os dados isolados.

7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o padrão periódico é tal que, depois de transformar os dados geofísicos registrados no outro domínio, uma primeira porção dos dados geofísicos registrados se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado por pelo menos uma fonte é trocada relativa a uma segunda porção dos dados geofísicos registrados se originando do campo de onda geofísico de propagação gerado por pelo menos uma fonte, e o método compreende: identificar a primeira porção; e processar os dados para calcular um sinal de dados completo no local trocado da primeira porção usando a primeira porção identificada, em que o sinal de dados completo são os dados que estariam no local trocado se todos os dados originados do campo de ondas geofísico gerado tivessem sido deslocados para o local trocado; e/ou processar os dados para remover a segunda porção dos dados usando a primeira porção identificada.

8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o método compreende gerar uma pluralidade de campo de onda geofísico com uma assinatura variável usando pelo menos uma fonte de arma de ar, em que a assinatura é variada usando tremor de tempo; e em que variar o tremor de tempo é preferivelmente aquele todo segundo campo de onda geofísico gerado por pelo menos uma fonte é ativado com um atraso de tempo constante T.

9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o método compreende gerar uma pluralidade de campo de onda geofísico com uma assinatura variável usando pelo menos uma fonte de arma de ar, em que a assinatura é variada pela variação da polaridade; e em que a variação da polaridade é preferivelmente aquele todo segundo campo de onda geofísico gerado por pelo menos uma fonte tem polaridade oposta.

10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que compreende selecionar assinatura variável da pelo menos uma fonte tal que, uma vez que energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico gerado e outro sinal seja registrada e os dados geofísicos registrados sejam transformados em outro domínio apropriado, os dados geofísicos registrados se originando do campo de onda geofísico gerado seriam deslocados dos dados geofísicos registrados se originando do outro sina; e em que o outro sinal surge de ruído, interferência, ou uma ou mais outras fontes.

11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que pelo menos duas fontes são usadas para gerar simultaneamente campos de onda geofísicos, a primeira fonte tendo uma assinatura variável em um padrão periódico e a segunda fonte não tendo nenhuma assinatura variável em um padrão periódico, ou tendo uma assinatura variável diferente em um padrão periódico; e/ou o método compreende selecionar a assinatura ou assinaturas variáveis tal que, uma vez que os dados geofísicos sejam registrados e transformados em outro domínio, uma porção de onda de pressão dos dados geofísicos será pelo menos parcialmente deslocada de uma porção de onda de cisalhamento dos dados geofísicos; e/ou a transformada é uma transformada de Fourier, tau-p ou radon.

12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o campo de onda geofísico, energia e/ou dados é um campo de onda sísmico, energia e/ou dados, ou o campo de onda geofísico, energia dados e/ou é um campo de onda eletromagnético de fonte controlada, energia e/ou dados; e/ou os dados geofísicos são dados geofísicos 2D ou 3D.

13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o método compreende selecionar a assinatura variável tal que, uma vez que os dados geofísicos sejam registrados e transformados em outro domínio, a parte dos dados geofísicos registrados se originando do campo de ondas gerado será pelo menos parcialmente deslocada de uma porção de interferência dos dados geofísicos registrados.

14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que a assinatura é variada usando tremor de tempo e a porção de interferência tem uma frequência dominante, e o método compreende usar um tremor de tempo aproximadamente igual a um meio ou um quarto do período da frequência dominante.

15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o método compreende selecionar a assinatura variável tal que, uma vez que os dados geofísicos sejam registrados e transformados em outro domínio, uma porção de ruído de tiro residual dos dados geofísicos registrados seria deslocada pelo menos parcialmente da porção dos dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico gerado.

16. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que a assinatura é variada usando tremor de tempo e a porção de ruído de tiro residual tem uma frequência dominante, e o método compreende usar um tremor de tempo aproximadamente igual a um meio ou um quarto do período da frequência dominante residual do ruído de tiro; ou em que a assinatura é variada pela variação da polaridade e a porção de ruído de tiro residual tem uma frequência dominante, e o padrão periódico da variação da polaridade de campos de onda geofísicos gerados sequencialmente é: um segundo campo de onda geofísico gerado tendo a mesma polaridade que um primeiro campo de onda geofísico gerado, um terceiro campo de onda geofísico gerado tendo polaridade oposta ao segundo campo de onda geofísico gerado, um quarto campo de onda geofísico gerado tendo a mesma polaridade que o terceiro campo de onda geofísico gerado, um quinto campo de onda geofísico gerado tendo polaridade oposta ao quarto campo de onda geofísico gerado, um sexto campo de onda geofísico gerado tendo a mesma polaridade que o quinto campo de onda geofísico gerado, (isto é, + 1, +1, -1, -1, +1, +1, -1, -1), etc.

17. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o tempo entre gerar campos de onda geofísicos subsequentes é menos do que o tempo levado para a energia de campo de onda geofísica se originando de cada campo de onda geofísico gerado ser registrada pelo receptor; e o método compreende preferivelmente identificar os dados em um determinado traço se originando de um campo de onda geofísico gerado previamente ao tempo de gatilho do dado traço, e adicionar estes dados identificados a dados em um traço prévio se originando do mesmo campo de onda geofísico.

18. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a 17, em que as reivindicações 3 a 17 são dependentes da reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que compreende reduzir a largura do sinal de dados se originando da pelo menos uma fonte no outro domínio; e quando o campo de onda geofísico, energia e/ou dados é um campo de onda sísmico, energia e/ou dados, compreende preferivelmente remover ondas de baixa velocidade do campo de onda registrado.

19. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de ser usado em um método de modelagem, geração de imagem ou inversão.

20. Sistema para gerar dados geofísicos caracterizado pelo fato de que compreende: pelo menos uma fonte de arma de ar para gerar um campo de onda geofísico com uma assinatura variável, em que a fonte de arma de ar está configurada para variar a assinatura do campo de onda geofísico em um padrão periódico usando uma variação determinística de uma assinatura da pelo menos uma fonte de arma de ar; e usar uma variação determinística da assinatura da pelo menos uma fonte de arma de ar compreende variar: o tempo no qual o campo de onda geofísico é gerado por pelo menos uma fonte de arma de ar; e/ou a polaridade da pelo menos uma fonte de arma de ar; e/ou a fase da pelo menos uma fonte de arma de ar; e/ou a amplitude da pelo menos uma fonte de arma de ar.

21. Sistema de acordo com reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: pelo menos um receptor para registrar a energia geofísica para produzir dados geofísicos, a energia geofísica compreendendo o campo de onda geofísico gerado na pelo menos uma fonte de arma de ar; e um processador para transformar os dados geofísicos de um primeiro domínio em outro domínio, em que o outro domínio é um domínio tal que pelo menos alguns dos dados geofísicos sejam deslocados a um local no outro domínio que é diferente do local no outro domínio, onde os pelo menos alguns dos dados geofísicos teriam sido obtidos se a assinatura variável não tivesse sido usada; e/ou isolar os dados geofísicos se originando do campo de onda geofísico gerado na pelo menos uma fonte de arma de ar de quaisquer outros dados geofísicos que podem estar presentes no outro domínio, em que o processador compreende um filtro para filtrar os dados registrados.

22. Sistema de acordo com a reivindicação 20 ou 21, caracterizado pelo fato de que compreende pelo menos duas fontes, cada uma para gerar um campo de onda geofísico, a primeira fonte sendo configurada para variar a assinatura de seu campo de onda geofísico em um padrão periódico, e a segunda fonte sendo configurada para não variar a assinatura de seu campo de onda geofísico em um padrão periódico, ou configurada para variar a assinatura de seu campo de onda geofísico em um padrão periódico diferente.

23. Sistema de acordo com a reivindicação 20 ou 22, caracterizado pelo fato de ser configurado para executar o método como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 19.

24. Suporte legível por computador, caracterizado pelo fato de que compreende um conjunto de instruções legíveis que, quando realizadas, executam o método como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 19.