BR112021009088A2

BR112021009088A2 - imageamento sísmico passivo

Info

Publication number: BR112021009088A2
Application number: BR112021009088-6A
Authority: BR
Inventors: Zhongmin Song; York Zheng
Original assignee: Bp Exploration Operating Company Limited
Priority date: 2018-11-14
Filing date: 2019-11-08
Publication date: 2021-08-17
Also published as: ES2968710T3; EP3881105A1; CA3119304A1; DK3881105T3; AU2019382288A1; US20200150302A1; US11079507B2; MX2021005601A; GB201818594D0; AU2019382288B2; EP3881105B1; EA202191304A1; WO2020099838A1; CN113015926A

Abstract

IMAGEAMENTO SÍSMICO PASSIVO. Um registro de gravação sísmica virtual é gerado com base, pelo menos em parte, em interferometria sísmica dos dados sísmicos passivos. Então, uma largura de banda de frequência do registro de gravação sísmica virtual é determinada, em que a largura de banda de frequência compreende uma pluralidade de frequências. O registro de gravação sísmica virtual é transformado em um registro de gravação sísmico dependente de frequência com base em uma primeira frequência da pluralidade de frequências. Ademais, um deslocamento de fase é aplicado ao registro de gravação sísmico dependente de frequência. Um primeiro modelo de velocidade é gerado a partir do registro de gravação sísmico dependente de frequência de fase deslocada. Um segundo modelo de velocidade pode ser gerado usando inversão de forma de onda completa (FWI). Uma ou mais fatias de profundidade são identificadas a partir do segundo modelo de velocidade. Uma imagem sísmica é gerada com base na uma ou mais fatias de profundidade para uso com exploração sísmica acima de uma região de subsuperfície incluindo um reservatório de hidrocarboneto e contendo recursos estruturais favoráveis a uma presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos.

Description

“IMAGEAMENTO SÍSMICO PASSIVO” ANTECEDENTES

[0001] A presente revelação se refere, em geral, a analisar dados sísmicos passivos e, mais especificamente, à geração de um modelo de velocidade para imageamento de hidrocarbonetos presentes em uma região submetida a levantamento sísmico com base, pelo menos em parte, em dados sísmicos passivos.

[0002] Esta seção se destina a introduzir o leitor a vários aspectos da técnica, que podem ser relacionados a vários aspectos da presente revelação, que são descritos e/ou reivindicados abaixo. Acredita-se que esta discussão seja útil no fornecimento, ao leitor, de informações antecedentes para facilitar um melhor entendimento dos vários aspectos da presente revelação. Consequentemente, deve ser entendido que estas declarações devem ser lidas em vista disso, e não como admissões de técnica anterior.

[0003] Um levantamento sísmico tipicamente inclui gerar uma imagem ou mapa de uma região de subsuperfície da Terra através do envio de energia sonora solo abaixo e registrar a energia sonora refletida que retorna a partir das camadas geológicas dentro da região de subsuperfície. Durante um levantamento sísmico, uma fonte de energia é colocada em várias localizações na ou acima da região de superfície da Terra, que pode incluir depósitos de hidrocarboneto (por exemplo, uma região dentro de uma região de subsuperfície que contém hidrocarbonetos). Cada vez que a fonte é ativada, a fonte gera um sinal sísmico (por exemplo, onda sonora) que se desloca para baixo através da Terra, é refletido e, mediante seu retorno, é registrado usando um ou mais receptores dispostos na ou acima da região de subsuperfície da Terra. Os dados sísmicos registrados pelos receptores podem, então, ser usados para criar uma imagem ou perfil da região de subsuperfície correspondente.

[0004] Ao longo do tempo, à medida em que hidrocarbonetos estão sendo extraídos da região de subsuperfície da Terra, a localização, saturação e outras características do reservatório de hidrocarboneto (por exemplo, sobrecarga) dentro da região de subsuperfície podem ser alteradas. Como tal, pode ser útil determinar como a imagem ou mapa da região de subsuperfície é alterado ao longo do tempo, de modo que as operações relacionadas a extrair os hidrocarbonetos possam ser modificadas para extrair mais eficientemente os hidrocarbonetos da região de subsuperfície da Terra.

SUMÁRIO

[0005] Um sumário de certas modalidades reveladas no presente documento é apresentado abaixo. Deve ser entendido que esses aspectos são apresentados meramente para fornecer ao leitor um breve sumário dessas certas modalidades e que esses aspectos não são destinados a limitar o escopo desta revelação. De fato, esta revelação pode englobar uma variedade de aspectos que podem não ser apresentados abaixo.

[0006] A aquisição sísmica utilizando fontes e receptores pode ser útil na geração, por exemplo, de imagens sísmicas. As imagens sísmicas podem ser usadas, por exemplo, na determinação de depósitos de hidrocarboneto (por exemplo, áreas dentro de uma subsuperfície que contém hidrocarbonetos) e/ou riscos de perfuração de subsuperfície. As imagens sísmicas são, em geral, produzidas com base em formas de onda sísmicas produzidas pela fonte que reflete das regiões dentro de uma subsuperfície e são recebidas por receptores. A imagem sísmica pode ser construída usando um modelo de velocidade sísmica de alta resolução, como um modelo de inversão de forma de onda completa (FWI), um modelo de tomografia ou similares aplicados, por exemplo, por meio de um construtor de modelo de velocidade. O modelo de velocidade sísmico inclui dados que são indicativos de uma alteração na velocidade das formas de onda sísmicas à medida que se propagam através da região de subsuperfície. A fonte que produz as formas de onda sísmicas pode ser chamada de fontes ativas (por exemplo, ou fontes antropogênicas de ondas sísmicas como explosivos ou pistolas de ar), ou fontes passivas (por exemplo, fontes não antropogênicas como ondas ou vento). Certas técnicas empregam fontes ativas devido à alta razão de sinal para ruído (SNR) resultante das formas de onda sísmicas. As fontes passivas podem ser usadas para complementar fontes sísmicas de fonte ativa. Por exemplo, as fontes passivas podem ser utilizadas na geração de modelos de velocidade da superfície próxima (por exemplo, menos que aproximadamente 500 m abaixo da superfície da Terra e/ou um leito marinho).

[0007] Em adição aos exemplos fornecidos acima, técnicas de registro de imagem ou dados, como descrito no presente documento, podem ser usadas para várias aplicações no processamento de dados sísmicos. Por exemplo, os sistemas e métodos descritos abaixo podem ser usados para corresponder dados modelados e observados durante a inversão de forma de onda (FWI) para os propósitos de construção de modelos de velocidade, correspondência de dados sísmicos pré- ou pós- migração durante o processo de sequências de desmigração ou remigração iterativas, correspondência de múltiplos previstos ou registrados (e/ou outros tipos de ruído previsto) durante o processo de supressão e remoção múltipla para aprimorar a razão de sinal para ruído, rastreamento de sinal através de várias imagens e/ou alinhamento de sinais para focalização de imageamento para os propósitos de aprimorar a qualidade de imagem, escolha de desalinhamento para inversão de velocidade ou tomografia, medição e rastreio de uma taxa de alteração em filmes sísmicos e similares.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0008] Vários aspectos desta revelação podem ser mais bem entendidos mediante a leitura da seguinte descrição detalhada e mediante a referência aos desenhos, em que:

[0009] a FIG. 1 ilustra um fluxograma de vários processos que podem ser realizados com base na análise de dados sísmicos adquiridos por meio de um sistema de levantamento sísmico, de acordo com uma ou mais modalidades apresentadas no presente documento;

[0010] a FIG. 2 ilustra um levantamento sísmico marinho em um ambiente marinho, de acordo com uma ou mais modalidades apresentadas no presente documento;

[0011] a FIG. 3 ilustra um sistema de computação que pode realizar operações descritas no presente documento com base em dados sísmicos adquiridos, de acordo com uma ou mais modalidades apresentadas no presente documento;

[0012] a FIG. 4 ilustra um fluxograma para gerar um mapa de velocidade com base em dados sísmicos adquiridos passivamente, de acordo com uma ou mais modalidades apresentadas no presente documento; e

[0013] a FIG. 5 ilustra um exemplo de imagens sísmicas geradas pelo sistema de computação da FIG. 3, de acordo com uma ou mais modalidades apresentadas no presente documento.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE MODALIDADES ESPECÍFICAS

[0014] Uma ou mais modalidades específicas serão descritas abaixo. Em um esforço para fornecer uma descrição concisa dessas modalidades, nem todos os recursos de uma implementação real são descritos no relatório específico. Deve ser observado que, no desenvolvimento de qualquer tal implementação real, como em qualquer projeto de engenharia ou desenho, inúmeras decisões específicas quanto à implementação devem ser tomadas para alcançar os objetivos específicos dos desenvolvedores, como conformidade com restrições relacionadas ao sistema e relacionadas à empresa, que podem variar de uma implementação para outra. Ademais, deve ser observado que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas seria, no entanto, uma realização de rotina de projeto, fabricação e produção para aqueles de habilidade comum que têm o benefício desta revelação.

[0015] Os dados sísmicos podem fornecer informações valiosas em relação à descrição (como a localização e/ou alteração) de depósitos de hidrocarboneto dentro de uma região de subsuperfície da Terra. Adicionalmente, o processamento dos dados sísmicos pode ser alcançado utilizando técnicas diferentes que podem ser selecionadas com base, por exemplo, em atributos de formação e/ou profundidades diferentes da formação a ser analisada e/ou imageada. Consequentemente, em uma modalidade, uma imagem de resolução superior (por exemplo, uma imagem de qualidade superior) para porções particulares de uma formação pode ser gerada através da seleção de um tipo particular de processamento (isto é, modificação de técnicas de processamento de dados sísmicos selecionadas com base em atributos de formação e/ou profundidades de uma formação para alcançar uma imagem de resolução superior de uma porção particular de uma formação).

[0016] Como discutido no presente documento, dados sísmicos podem ser gerados usando fontes sísmicas ativas ou passivas. Certas técnicas de imageamento sísmico usam fontes sísmicas ativas (por exemplo, pistolas de ar, explosivos) como as formas de onda resultantes tipicamente têm altas razões de sinal para ruído (SNR), em comparação com formas de onda resultantes de fontes sísmicas passivas (por exemplo, vento, ondas e outras fontes não antropogênicas). As fontes sísmicas passivas tipicamente produzem ondas sísmicas de frequência relativamente baixa (por exemplo, menor ou aproximadamente 1 Hz a aproximadamente 0,1 Hz), enquanto fontes ativas em geral produzem frequências mais altas (maiores que 1 Hz). Devido a certas geometrias de levantamento, certas técnicas de processamento de dados e a frequência mais alta de ondas sonoras produzidas por certas fontes ativas, pode ser difícil imagear uma camada de superfície próxima (por exemplo, aproximadamente a uma profundidade de 500 m) de uma formação usando imageamento sísmico ativo. Ademais,

certos procedimentos de imageamento sísmico ativo são dispendiosos, visto que implementar a fonte ativa pode exigir alocação significativa de recursos. Em contrapartida, implementar imageamento sísmico passivo é relativamente não dispendioso, visto que as fontes passivas são “gratuitas”, no sentindo de que não precisa ocorrer transmissão ativa direcionada de formas de onda por um usuário para aquisição de dados. Portanto, técnicas que aprimoram o processamento de fontes sísmicas passivas (por exemplo, aprimorando a SNR) são um aprimoramento para o campo de imageamento sísmico.

[0017] A presente revelação é, em geral, direcionada ao uso de dados sísmicos adquiridos passivamente (por exemplo, dados sísmicos passivos) para derivar modelos de velocidade de onda de superfície (por exemplo, a partir de ondas de superfície), e, em algumas modalidades, gerar imagens de uma região de subsuperfície para usar para produção de óleo e gás. Deve ser observado por alguém de habilidade comum na técnica que as presentes técnicas de uma ou mais modalidades da presente invenção são vantajosas em relação a certos métodos, como tomografia de tempo de percurso de raio reto ou curvo, visto que as presentes técnicas podem permitir a incorporação de raios curvos automaticamente realizando modelagem de diferença finita. Ademais, com as presentes técnicas, a escolha de tempo de percurso pode ser evitada, o que resulta em uma técnica de inversão mais estável do que as outras técnicas supracitadas. Especificamente, com uma ou mais modalidades da presente invenção, a necessidade de que um operador escolha manualmente tempos de chegada é evitada. Como tal, uma ou mais modalidades podem reduzir possíveis erros humanos e, portanto, chegar a uma inversão mais estável. Como usado no presente documento, “escolha de tempo” se refere a identificar um tempo de chegada (por exemplo, uma escolha de tempo) de um evento sísmico registrado em um sensor ou receptor. A escolha de tempo pode incluir uma parte de fase que é indicativa da fase da onda de energia sísmica conforme chega no sensor ou receptor.

[0018] Em geral, os métodos de uma ou mais modalidades incluem computar registros de gravação sísmicos virtuais a partir de dados sísmicos passivos por interferometria sísmica por meio de correlação cruzada dos dados sísmicos passivos ao longo de uma janela de tempo. Então, uma largura de banda de frequência correspondente aos registros de gravação sísmicos virtuais pode ser determinada. Ademais, para pelo menos uma porção das frequências na largura de banda de frequência, um modelo de velocidade pode ser computado, a partir do qual uma fatia de profundidade de uma formação pode ser extraída. Em algumas modalidades, uma imagem pode ser gerada usando todas as fatias de profundidade. Em algumas modalidades, a imagem gerada usando os dados sísmicos passivos pode ser usada para suplementar dados sísmicos ativos. Por exemplo, a imagem gerada com os dados sísmicos passivos pode ser combinada com os dados sísmicos ativos para gerar uma imagem combinada. Em uma modalidade, os dados sísmicos passivos podem ser usados para representar uma primeira porção de profundidade (por exemplo, a uma profundidade de 500 m) da imagem combinada, enquanto os dados sísmicos ativos podem ser usados para representar uma segunda porção de profundidade (por exemplo, distâncias abaixo de 500 m) da imagem combinada. Em outra modalidade, os dados sísmicos passivos podem ser adicionalmente refinados (por exemplo, para alcançar uma SNR aprimorada com base em pontos de dados adicionais) usando os dados sísmicos ativos.

[0019] Por meio de introdução, os dados sísmicos podem ser adquiridos com o uso de uma variedade de sistemas e técnicas de levantamento sísmico. Independentemente da técnica de agrupamento de dados sísmicos utilizada, após os dados sísmicos serem adquiridos, um sistema de computação pode analisar os dados sísmicos adquiridos e pode usar os resultados da análise de dados sísmicos para realizar várias operações dentro das indústrias de exploração e produção de hidrocarboneto. Os resultados da análise de dados sísmicos podem ser, por exemplo, um mapa de formações geológicas. Por exemplo, a FIG. 1 ilustra um fluxograma de um método 10 que detalha vários processos que podem ser realizados com base na análise dos dados sísmicos adquiridos. Embora o método 10 seja descrito em uma ordem particular, deve ser observado que o método 10 pode ser realizado em qualquer ordem adequada.

[0020] Agora com referência à FIG. 1, no bloco 12, localizações e propriedades de depósitos de hidrocarboneto dentro de uma região de subsuperfície da Terra associada ao respectivo levantamento sísmico podem ser determinadas com base nos dados sísmicos analisados. Em uma modalidade, os dados sísmicos adquiridos por meio de uma ou mais técnicas de aquisição sísmica podem ser analisados para gerar um mapa ou perfil que ilustra várias formações geológicas dentro da região de subsuperfície.

[0021] Com base nas localizações e propriedades identificadas dos depósitos de hidrocarboneto, no bloco 14, certas posições ou partes da região de subsuperfície podem ser exploradas. Ou seja, organizações de exploração de hidrocarboneto podem usar as localizações dos depósitos de hidrocarboneto para determinar localizações na superfície da região de subsuperfície para perfurar a Terra. Desse modo, as organizações de exploração de hidrocarboneto podem usar as localizações e propriedades dos depósitos de hidrocarboneto e os capeamentos associados para determinar uma trajetória ao longo da qual perfurar a Terra, como perfurar a Terra e similares.

[0022] Após o equipamento de exploração ter sido colocado dentro da região de subsuperfície, no bloco 16, os hidrocarbonetos que estão armazenados nos depósitos de hidrocarboneto podem ser produzidos por meio de poços de fluxo natural, poços de elevação artificial e similares. No bloco 18, os hidrocarbonetos produzidos podem ser transportados para refinarias e similares por meio de veículos de transporte, tubulações e similares. No bloco 20, os hidrocarbonetos produzidos podem ser processados de acordo com vários procedimentos de refinamento para desenvolver produtos diferentes usando os hidrocarbonetos.

[0023] Deve ser observado que os processos discutidos em relação ao método 10 podem incluir outros processos adequados que podem ser baseados nas localizações e propriedades de depósitos de hidrocarboneto conforme indicado nos dados sísmicos adquiridos por meio de um ou mais levantamentos sísmicos. Desse modo, deve ser entendido que os processos descritos acima não são destinados a representar uma lista exaustiva de processos que podem ser realizados após a determinação das localizações e propriedades de depósitos de hidrocarboneto dentro da região de subsuperfície.

[0024] Uma técnica para adquirir dados sísmicos é mostrada na FIG. 2, que ilustra um sistema Sísmico do Fundo do Oceano (OBS) 22 como um levantamento sísmico marinho (por exemplo, para uso em conjunto com o bloco 12 da FIG. 1) que também pode ser empregado para adquirir dados sísmicos (por exemplo, formas de onda) em relação a uma região de subsuperfície da Terra em um ambiente marinho. O sistema OBS 22 pode operar para gerar dados sísmicos (por exemplo, conjuntos de dados OBS).

[0025] Como ilustrado, o sistema OBS 22 pode receber uma fonte sísmica 24 que pode produzir energia, como ondas sonoras (por exemplo, formas de onda sísmicas), que é direcionada no leito marinho 26. Como ilustrado, a fonte sísmica 24 ocorre passivamente (por exemplo, como proveniente de uma onda 28). Deve ser observado por alguém de habilidade comum na técnica que fontes sísmicas 24 podem se originar do vento, movimento de navios, movimentos tectônicos ou outras fontes não antropogênicas. A energia proveniente da fonte sísmica pode ser refletida de várias formações geológicas 30 dentro da região de subsuperfície 26 para gerar uma onda sísmica refletida 38 e subsequentemente adquirida (por exemplo, recebida e/ou registrada) pelo um ou mais receptores 32 dispostos no leito marinho 26. Por exemplo, dados podem ser armazenados no um ou mais receptores 32 por um período de tempo prolongado (por exemplo, horas, dias, semanas ou mais)

antes que os dados armazenados sejam recuperados (por meio de acoplamento com fio ou sem fio). Os dados adquiridos por meio do um ou mais receptores 32 podem ser transmitidos por meio do cabo 34 para a embarcação 36 (ou, por exemplo, os dados adquiridos podem ser transmitidos sem fio se o sistema OBS 22 for um sistema de nó do fundo do oceano (OBN)). Em algumas modalidades, a embarcação 36 pode não ser conectada aos receptores 32 (por exemplo, por meio do cabo 34), porém, podem incluir meios adequados para recuperar o um ou mais receptores 32 (por exemplo, uma bobina, um gancho, uma boia). Deve ser observado que quaisquer outros meios adequados para recuperar o um ou mais receptores podem ser usados. Por exemplo, os receptores 32 podem ser acoplados a uma boia com um mecanismo para erguer os receptores 32.

[0026] Em algumas modalidades, os dados sísmicos podem ser adquiridos com um sistema de levantamento terrestre (por exemplo, em um ambiente não marinho) que pode ser disposto em uma superfície de uma região de subsuperfície de interesse. Por exemplo, o sistema de levantamento terrestre pode incluir receptores de base terrestre que recebem fontes sísmicas de base terrestre (por exemplo, fontes sísmicas passivas de base terrestre como chuva, movimentos tectônicos, terremotos e outras fontes não antropogênicas). Ou seja, as fontes sísmicas de base terrestre podem produzir energia que é direcionada na região de subsuperfície da Terra. Ao alcançar várias formações geológicas (por exemplo, domos de sal, falhas, dobras) dentro da região de subsuperfície, a saída de energia pelas fontes sísmicas de base terrestre pode ser refletida das formações geológicas e adquirida pelos receptores de base terrestre. Em algumas modalidades, os receptores de base terrestre podem ser dispersados através de uma superfície da terra para formar um padrão similar à grade. Em alguns casos, uma forma de onda sísmica produzida pelas fontes sísmicas de base terrestre pode ser refletida de formações geológicas diferentes e recebida por receptores diferentes. Como tal, cada receptor de base terrestre pode receber uma onda sísmica refletida em resposta a fontes sísmicas ocorrendo passivamente na terra.

[0027] Independentemente de como os dados sísmicos são adquiridos (por exemplo, por meio do sistema OBS 22 ou por meio de um sistema de levantamento terrestre), um sistema de computação (por exemplo, para uso em conjunto com o bloco 12 da FIG. 1) pode analisar as formas de onda sísmicas adquiridas pelos receptores 32 para determinar informações a respeito da estrutura geológica, a localização e propriedade de depósitos de hidrocarboneto, e similares dentro da região de subsuperfície 26. Ademais, o sistema de computação pode fornecer uma indicação da localização dos depósitos de hidrocarboneto conforme discutido no presente documento. A FIG. 3 ilustra um exemplo de tal sistema de computação 40 que pode realizar várias operações de análise de dados para analisar os dados sísmicos adquiridos pelos receptores 32 para determinar a estrutura das formações geológicas dentro da região de subsuperfície 26.

[0028] Agora com referência à FIG. 3, o sistema de computação 40 pode incluir um componente de comunicação 42, um processador 44, memória 46, armazenamento 48, portas de entrada/saída (E/S) 50, um visor 52 e similares. O componente de comunicação 42 pode ser um componente de comunicação sem fio ou com fio que pode facilitar a comunicação entre os receptores 32, um ou mais bancos de dados 54, outros dispositivos de computação e/ou outros dispositivos capazes de comunicação. Em uma modalidade, o sistema de computação 40 pode receber dados de receptor 56 (por exemplo, dados sísmicos, sismogramas) que podem ter sido adquiridos anteriormente por receptores sísmicos por meio de um componente de rede, do banco de dados 54 ou similares. O processador 44 do sistema de computação 40 pode analisar ou processar os dados de receptor 56 para averiguar vários recursos relacionados às formações geológicas dentro da região de subsuperfície 26 da Terra.

[0029] O processador 44 pode ser qualquer tipo de processador de computador ou microprocessador capaz de executar código executável por computador. O processador 44 também pode incluir múltiplos processadores que podem realizar as operações descritas abaixo. A memória 46 e o armazenamento 48 podem ser quaisquer artigos de manufatura adequados que podem servir como meios para armazenar código executável por computador, dados ou similares. Esses artigos de manufatura podem representar meios legíveis por computador (por exemplo, qualquer forma adequada de memória ou armazenamento) que pode armazenar o código executável por computador usado pelo processador 44 para realizar as técnicas presentemente reveladas. Geralmente, o processador 44 pode executar aplicativos de software que incluem programas que processam dados sísmicos adquiridos por meio de receptores de um levantamento sísmico de acordo com as modalidades descritas no presente documento.

[0030] A memória 46 e o armazenamento 48 também podem ser usados para armazenar os dados, a análise dos dados, os aplicativos de software e similares. A memória 46 e o armazenamento 48 podem representar meios legíveis por computador não transitórios (por exemplo, qualquer forma adequada de memória ou armazenamento) que podem armazenar o código executável por computador usado pelo processador 44 para realizar várias técnicas descritas no presente documento. Deve ser observado que não transitório indica simplesmente que os meios são tangíveis e não um sinal.

[0031] As portas de E/S 50 podem ser interfaces que podem se acoplar a outros componentes periféricos como dispositivos de entrada (por exemplo, teclado, mouse), sensores, módulos de entrada/saída (E/S) e similares. As portas de E/S 50 podem possibilitar que o sistema de computação 40 se comunique com os outros dispositivos no sistema OBS 22 ou similares por meio das portas de E/S 50.

[0032] O visor 52 pode representar visualizações associadas a software ou código executável sendo processado pelo processador 44. Em uma modalidade, o visor 52 pode ser um visor sensível ao toque capaz de receber entradas a partir de um usuário do sistema de computação 40. O visor 52 também pode ser usado para visualizar e analisar resultados da análise dos dados sísmicos adquiridos para determinar as formações geológicas dentro da região de subsuperfície 26, a localização e propriedade de depósitos de hidrocarboneto dentro da região de subsuperfície 26 e similares. O visor 52 pode ser qualquer tipo de visor adequado, como um visor de cristal líquido (LCD), visor de plasma ou um visor de díodo orgânico emissor de luz (OLED), por exemplo. Além de representar a visualização descrita no presente documento por meio do visor 52, deve ser observado que o sistema de computação 40 também pode representar a visualização por meio de outros elementos tangíveis, como papel (por exemplo, por meio de impressão) e similares.

[0033] Tendo em mente o supracitado, as presentes técnicas descritas no presente documento também podem ser realizadas usando um supercomputador que emprega múltiplos sistemas de computação 40, um sistema de computação em nuvem ou similares para distribuir processos a serem realizados através de múltiplos sistemas de computação. Nesse caso, cada sistema de computação 40 que opera como parte de um supercomputador pode não incluir cada componente listado como parte do sistema de computação 40. Por exemplo, cada sistema de computação 40 pode não incluir o componente de visor 52 visto que componentes de múltiplos visores 52 podem não ser úteis para um supercomputador projetado para processar continuamente dados sísmicos.

[0034] Após realizar vários tipos de processamento de dados sísmicos, o sistema de computação 40 pode armazenar os resultados da análise em um ou mais bancos de dados 54. Os bancos de dados 54 podem ser acoplados comunicativamente a uma rede que pode transmitir e receber dados para e a partir do sistema de computação 40 por meio do componente de comunicação 42. Além disso, os bancos de dados 54 podem armazenar informações a respeito da região de subsuperfície 26, como sismogramas anteriores, dados de amostra geológica, imagens sísmicas e similares relacionados à região de subsuperfície 26.

[0035] Embora os componentes descritos acima tenham sido discutidos em relação ao sistema de computação 40, deve ser observado que componentes similares podem constituir o sistema de computação 40. Ademais, o sistema de computação 40 também pode ser parte do sistema OBS 22 e, portanto, pode monitorar e controlar certas operações dos receptores 32 e similares. Ademais, deve ser observado que os componentes listados são fornecidos como componentes exemplificativos e as modalidades descritas no presente documento não devem ser limitadas aos componentes descritos com referência à FIG. 3.

[0036] Em algumas modalidades, o sistema de computação 40 pode gerar uma representação bidimensional ou uma representação tridimensional da região de subsuperfície 26 com base nos dados sísmicos recebidos por meio dos receptores mencionados acima. Adicionalmente, dados sísmicos associados a múltiplas combinações de fonte/receptor podem ser combinados para criar um perfil quase contínuo da região de subsuperfície 26 que pode se estender por alguma distância. Em um levantamento sísmico bidimensional (2-D), as localizações de receptor podem ser colocadas ao longo de uma linha única, enquanto, em um levantamento tridimensional (3-D), as localizações de receptor podem ser distribuídas através da superfície em um padrão de grade. Desse modo, um levantamento sísmico em 2-D pode fornecer uma imagem em seção transversal (fatia vertical) das camadas da Terra, visto que existem diretamente abaixo das localizações de registro. Um levantamento sísmico em 3-D, por outro lado, pode criar um “cubo” ou volume de dados que pode corresponder a uma imagem em 3-D da região de subsuperfície 26.

[0037] Além disso, um levantamento sísmico em 4-D (ou lapso de tempo) pode incluir dados sísmicos adquiridos durante um levantamento em 3-D em diversos momentos. Usando as diferentes imagens sísmicas adquiridas em diferentes momentos, o sistema de computação 40 pode comparar as duas imagens para identificar alterações na região de subsuperfície 26. É atualmente reconhecido que produzir contínua ou periodicamente uma imagem sísmica de uma região de subsuperfície 26 pode aprimorar a detecção de depósitos de hidrocarboneto e/ou riscos de subsuperfície. Em algumas modalidades, uma indicação do depósito e/ou risco de subsuperfície pode ser fornecida a um operador com base em uma alteração determinada em duas imagens. Ademais, em algumas modalidades, a alteração pode ser indicada quando a alteração entre duas ou mais imagens é maior que um limiar (por exemplo, uma magnitude de alteração entre pixels na primeira imagem e uma segunda imagem excede um limiar predeterminado). Em outras modalidades, a indicação pode ser fornecida com base na possibilidade de uma alteração ter ocorrido ou não.

[0038] Em todo caso, um levantamento sísmico pode ser composto por um número muito grande de registros ou traços sísmicos individuais. Assim, o sistema de computação 40 pode ser empregado para analisar os dados sísmicos adquiridos para obter uma imagem representativa da região de subsuperfície 26 e para determinar localizações e propriedades de depósitos de hidrocarboneto. Para essa finalidade, uma variedade de algoritmos de processamento de dados sísmicos pode ser usada para remover o ruído dos dados sísmicos adquiridos, migrar os dados sísmicos pré- processados, identificar deslocamentos entre múltiplas imagens sísmicas, alinhar múltiplas imagens sísmicas e similares.

[0039] Após o sistema de computação 40 analisa os dados sísmicos adquiridos, os resultados da análise de dados sísmicos (por exemplo, sismograma, imagens sísmicas, mapa de formações geológicas, etc.) pode ser usado para realizar várias operações dentro das indústrias de exploração e produção de hidrocarboneto. Por exemplo, conforme descrito acima, os dados sísmicos adquiridos podem ser usados para realizar o método 10 da FIG. 1 que detalha vários processos que podem ser realizados com base na análise dos dados sísmicos adquiridos.

[0040] Como discutido acima, o sistema de computação 40 pode ser empregado para analisar os dados sísmicos adquiridos com base nas formas de onda sísmicas refletidas 38 para obter uma imagem representativa da região de subsuperfície 26 e para determinar localizações e propriedades de depósitos de hidrocarboneto.

[0041] Em algumas modalidades, uma imagem pode ser gerada em conjunto com um esquema de processamento sísmico como, por exemplo, o método 58 ilustrado na FIG. 4. Como ilustrado, o método 58 inclui uma sequência de processamento sísmico que inclui gerar um registro de gravação sísmica virtual por interferometria sísmica por meio de correlação cruzada de dados sísmicos passivos ao longo de uma janela de tempo (bloco 60). Em algumas modalidades, a janela de tempo pode variar de várias horas para vários dias. Os dados sísmicos virtuais contêm principalmente ondas de superfície.

[0042] Então, a largura de banda de frequência dos registros de gravação sísmicos virtuais é analisada para determinar a frequência mínima e máxima e o intervalo de frequência para cálculos subsequentes (bloco 62). Devido à dispersão de onda de superfície, cada componente de frequência da largura de banda de frequência dos registros de gravação sísmicos virtuais pode ser processado separadamente. Visto que frequências mais baixas podem se deslocar para partes mais profundas da subsuperfície, e visto que frequências mais altas são atenuadas progressivamente com a profundidade, o modelo de velocidade para cada frequência pode estar relacionado a uma profundidade particular. Como tal, uma fatia de profundidade indicativa da composição de uma porção de região de subsuperfície pode ser gerada para cada frequência. Em certos métodos de FWI, um modelo de velocidade é construído com base nas múltiplas frequências determinadas a partir de registros de gravação. Uma modalidade da presente revelação se refere a usar uma frequência única para gerar um modelo de velocidade, em que o modelo de velocidade associado à frequência única representa uma fatia de profundidade.

[0043] Uma vez que o intervalo de frequência mínima e máxima é determinado, cada frequência é transformada do domínio de tempo para o domínio de frequência (bloco 64). Isso pode ser alcançado pela realização de uma transformada de Fourier discreta ou convertendo escolhas de tempo para a parte de fase de dados de domínio de frequência. Tais escolhas de tempo podem ser obtidas a partir de um código de escolha de tempo de percurso de velocidade de fase existente. As etapas subsequentes (por exemplo, bloco 66, bloco 68, bloco 70 e bloco 72) são, cada uma, executadas para cada frequência dentro do intervalo de frequência.

[0044] Continuando com o método 58, um deslocamento de fase é aplicado à fase dos dados de domínio de frequência (bloco 66). Em algumas modalidades, o deslocamento de fase pode ser um deslocamento de fase de 45 graus, que pode compensar pelo efeito 2D da propagação de onda de superfície. Então, um modelo de velocidade de partida para inversão de forma de onda completa (FWI) é gerado com base nos registros de gravação virtuais de domínio de frequência de fase deslocada (bloco 68). Em uma ou mais modalidades, uma velocidade constante pode ser escolhida com base na mudança aproximada (dos registros curtos sísmicos virtuais). Como usado no presente documento, “mudança” se refere, por exemplo, a um efeito (por exemplo, em algumas ocorrências, o efeito é uma relação hiperbólica) que uma distância entre uma fonte sísmica e um receptor tem sobre o tempo de chegada de uma reflexão (por exemplo, onda sísmica 38) na forma de um aumento de tempo com deslocamento. Em algumas modalidades, a velocidade constante pode ser determinada com base no valor médio de uma tomografia de velocidade de fase executada anteriormente (por exemplo, se disponível para a frequência atual na iteração atual).

[0045] Em seguida, a FWI de domínio de frequência é executada por pelo menos uma iteração para gerar um segundo modelo de velocidade (bloco 70). A convergência a uma solução pode desacelerar após várias iterações. Como tal, um limiar de convergência predeterminado adequado pode ser implementado durante a inversão no bloco 70 com base no limiar de convergência, que asseguraria que o modelo de velocidade é adequado para etapas subsequentes.

[0046] Como observado acima, cada mapa de velocidade que é construído com base em uma frequência única pode corresponder a uma profundidade única dentro da região de subsuperfície 26. Como tal, extraindo uma fatia de profundidade do modelo de velocidade computado, uma velocidade de onda de superfície pode ser gerada para a frequência invertida (bloco 72). Então, o método 58 pode ser repetido usando uma frequência subsequente (bloco 74) determinada do bloco 62, que resulta em uma fatia de profundidade adicional com base em uma segunda frequência. Como indicado pela seta 76, o método 58, então, segue com o bloco 64 até que a FWI tenha sido computada para todas ou um número adequado de frequências. Então, uma imagem gerada combinando pelo menos uma porção das fatias de profundidade geradas, pela construção de um mapa de velocidade, de cada frequência.

[0047] Em algumas modalidades, pode ser vantajoso repetir o método 58 para a mesma localização com intervalos de tempo diferentes (por exemplo, meses, um ano, dois ou mais anos) para obter uma imagem 4D. A imagem 4D pode representar uma alteração ou nenhuma alteração de uma subsuperfície ao longo dos intervalos de tempo e, portanto, pode possibilitar que os operadores ou analistas tomem decisões informadas a respeito de depósitos de hidrocarboneto (por exemplo, onde perfurar) e/ou riscos de subsuperfície potenciais.

[0048] A FIG. 5 mostra múltiplas imagens 78, 80, 82 e 84 que foram geradas com base em modelos de velocidade aplicados para dados sintéticos usando as técnicas reveladas no presente documento ou são em pontos no tempo diferentes ao longo do método 58. Especificamente, a imagem 78 corresponde a uma imagem gerada usando uma abordagem convencional. As imagens 80 e 82 correspondem a uma imagem inicial e uma imagem final, respectivamente, conforme gerado por uma ou mais modalidades da presente invenção. A imagem 84 corresponde a uma imagem fática. A magnitude da velocidade é denotada com a escala 86. O eixo geométrico 88 e o eixo geométrico 90 ilustram as direções x-y de um plano Cartesiano para cada imagem 78, 80, 82 e 84. A imagem 78 mostra uma imagem gerada usando tomografia com base em raios em um conjunto de dados sintéticos. A imagem 80 mostra um modelo de partida para FWI, que foi usado para gerar a imagem 82. A imagem 82 foi gerada com base nos dados sintéticos de acordo com as presentes técnicas. Mais especificamente, a imagem 82 foi gerada após 8 iterações em dados de fontes sísmicas passivas. A imagem 84 mostra o modelo de velocidade verdadeiro a partir dos dados sintéticos.

[0049] Como observado acima, cada uma das imagens 78, 82 e 84 foi gerada usando técnicas diferentes. Deve ser observado por alguém de habilidade comum na técnica que a imagem 78, que foi gerada com tomografia com base em raios, é um procedimento relativamente dispendioso visto que exige muito tempo de computação para desenvolver o modelo de velocidade. É atualmente reconhecido que gerar uma imagem, como 82, de acordo com as presentes técnicas pode ser menos dispendioso do que o custo para gerar a imagem 78. Ou seja, as presentes técnicas relacionadas para gerar imagens e/ou modelos de velocidade são menos dispendiosos do que as técnicas de tomografia com base em raios, por exemplo, e FWI em dados sísmicos ativos. Em particular, como descrito anteriormente, a imagem 82 pode ser gerada usando ondas sísmicas passivas, em que produzir a imagem 82 é menos dispendioso do que produzir imagens usando ondas sísmicas ativas. As ondas sísmicas passivas são “gratuitas”, visto que ocorrem independentemente de qualquer ação de usuário direcionada. Ademais, embora a imagem 82 seja menos dispendiosa para se adquirir, a mesma pode fornecer uma representação mais próxima em relação ao modelo verdadeiro, mostrado na imagem 84 e, portanto, pode ser mais precisa do que certas técnicas alternativas.

[0050] As imagens 78, 82 e 84 incluem as regiões 92 e

94. Em cada uma destas regiões, o valor de pixel de acordo com a escala 86 está dentro de um limiar ou uma faixa de limiar que é indicativa de uma área de interesse (por exemplo, depósito de hidrocarboneto dentro de uma região). Mais especificamente, a velocidade determinada da FWI, que foi usada para gerar a imagem 82 mostra que a região 92 e/ou 94 pode ter características (por exemplo, velocidade das ondas sísmicas) que são indicativas de anomalias geológicas e/ou uma presença de hidrocarbonetos.

[0051] Em algumas modalidades, o sistema de computação 40 pode fornecer uma indicação das regiões 92a, 92b e 92c e/ou 94a, 94b e 94c. Por exemplo, o sistema de computação 40 pode determinar um subconjunto da imagem 82 que inclui pixels tendo valores indicativos da presença de hidrocarbonetos que estão acima ou abaixo do limiar ou dentro da faixa de limiar. Como tal, o sistema de computação 40 pode fornecer uma indicação da região, ou subconjunto da região, da subsuperfície 26 que é propensa a ter hidrocarbonetos e fornecer uma posição (por exemplo, coordenadas ou uma área relativa), ou dados de posição, das regiões, como 92 e/ou 94, que contêm os depósitos de hidrocarboneto e/ou (em alguns casos) riscos de perfuração de subsuperfície. Deve ser observado por alguém de habilidade comum na técnica que o limiar pode ser predeterminado ou decidido por um operador ou analista de uma imagem (por exemplo, 78, 82 e/ou 84) com base em conhecimento prévio da subsuperfície. Em outras modalidades, a imagem gerada de acordo com as presentes técnicas (por exemplo, imagem 82) pode ser exibida por meio do visor 52 do sistema de computação 40, facilitando, assim, localizar uma região 92a, 92b e 92c e/ou 94a, 94b e 94c por um usuário do sistema de computação 40.

[0052] As modalidades específicas descritas acima foram mostradas a título de exemplo, e deve ser entendido que essas modalidades podem ser suscetíveis a várias modificações e formas alternativas. Deve ser adicionalmente entendido que as reivindicações não são destinadas a serem limitadas às formas particulares reveladas, mas, em vez disso, a cobrir todas as modificações, equivalentes e alternativas abrangidos pelo espírito e escopo desta revelação.

[0053] As técnicas apresentadas e reivindicadas no presente documento se referem e são aplicadas a objetos materiais e exemplos concretos de uma natureza prática que aprimora de modo demonstrável o presente campo técnico e,

assim, não são abstratas, intangíveis ou puramente teóricas.

Ademais, se quaisquer reivindicações anexas ao final deste relatório descritivo contiverem um ou mais elementos designados como “meio parar [realizar]realização de [uma função]…” ou “etapa para [realizar]realização de [uma função]…”, pretende-se que tais elementos sejam interpretados sob 35 U.S.C. 88(f). Entretanto, para quaisquer reivindicações contendo elementos designados de qualquer outra maneira, pretende-se que tais elementos não sejam interpretados sob 35 U.S.C. 88(f).

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método caracterizado por compreender: gerar um registro de gravação sísmica virtual com base pelo menos em parte na interferometria sísmica de dados sísmicos adquiridos passivamente; determinar uma largura de banda de frequência do registro de gravação sísmica virtual, em que a largura de banda de frequência compreende uma pluralidade de frequências; transformar o registro de gravação sísmica virtual em um registro de gravação sísmico dependente de frequência com base em uma primeira frequência da pluralidade de frequências; aplicar um deslocamento de fase ao registro de gravação sísmico dependente de frequência para gerar um registro de gravação sísmico dependente de frequência de fase deslocada; gerar um primeiro modelo de velocidade a partir do registro de gravação sísmico dependente de frequência de fase deslocada; gerar um segundo modelo de velocidade usando inversão de forma de onda completa (FWI) com base no primeiro modelo de velocidade; identificar uma fatia de profundidade a partir do segundo modelo de velocidade; e gerar uma imagem sísmica com base, pelo menos em parte, na fatia de profundidade para uso com exploração sísmica acima de uma região de subsuperfície compreendendo um reservatório de hidrocarboneto e contendo recursos estruturais favoráveis a uma presença, migração ou um acúmulo de hidrocarbonetos.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender usar transformada de Fourier discreta para obter o registro de gravação sísmico dependente de frequência.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender converter escolhas de tempo em uma parte de fase dos dados de domínio de frequência para obter o registro de gravação sísmico dependente de frequência.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender selecionar, como o primeiro modelo de velocidade, um valor de velocidade com base em uma mudança aproximada do registro de gravação sísmica virtual.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender selecionar, como o primeiro modelo de velocidade, um valor de velocidade com base em um valor médio de um modelo de tomografia de velocidade de fase executado anteriormente.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fatia de profundidade corresponde a uma respectiva frequência da pluralidade de frequências.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender transformar o registro de gravação sísmica virtual em um registro de gravação dependente de frequência adicional com base em uma segunda frequência da pluralidade de frequências; e identificar uma fatia de profundidade adicional com base, pelo menos em parte, no registro de gravação dependente de frequência adicional.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por compreender gerar uma imagem sísmica com base na fatia de profundidade e na fatia de profundidade adicional para uso com exploração sísmica acima de uma região de subsuperfície compreendendo um reservatório de hidrocarboneto e contendo recursos estruturais favoráveis a uma presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por compreender combinar a imagem sísmica com uma imagem sísmica adicional gerada com base, pelo menos em parte, em dados sísmicos ativos para gerar uma imagem sísmica suplementar.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que uma primeira porção de profundidade da imagem sísmica suplementar é baseada na imagem sísmica, e uma segunda porção de profundidade da imagem sísmica suplementar é baseada na imagem sísmica adicional.

11. Um ou mais meios legíveis por máquina não transitórios tangíveis caracterizados por compreenderem instruções configuradas para fazer com que um processador: gerar um registro de gravação sísmica virtual com base, pelo menos em parte, em interferometria sísmica de dados sísmicos adquiridos passivamente; determinar uma largura de banda de frequência do registro de gravação sísmica virtual, em que a largura de banda de frequência compreende uma pluralidade de frequências; transformar o registro de gravação sísmica virtual em um registro de gravação sísmico dependente de frequência com base em uma primeira frequência da pluralidade de frequências; aplicar um deslocamento de fase ao registro de gravação sísmico dependente de frequência para gerar um registro de gravação sísmico dependente de frequência de fase deslocada; gerar um primeiro modelo de velocidade a partir do registro de gravação sísmico dependente de frequência de fase deslocada; gerar um segundo modelo de velocidade usando inversão de forma de onda completa (FWI) com base no primeiro modelo de velocidade; identificar uma ou mais fatias de profundidade a partir do segundo modelo de velocidade; e gerar uma imagem sísmica com base na uma ou mais fatias de profundidade para uso com exploração sísmica acima de uma região de subsuperfície compreendendo um reservatório de hidrocarboneto e contendo recursos estruturais favoráveis a uma presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos.

12. Um ou mais meios legíveis por máquina, de acordo com a reivindicação 11, caracterizados pelo fato de que o processador é configurado para: gerar uma imagem sísmica adicional com base em dados sísmicos passivos adicionais; e fornecer uma indicação com base em uma comparação entre a imagem sísmica e a imagem sísmica adicional.

13. Um ou mais legíveis por máquina, de acordo com a reivindicação 12, caracterizados pelo fato de que a indicação compreende uma localização de posição dos hidrocarbonetos.

14. Um ou mais legíveis por máquina, de acordo com a reivindicação 12, caracterizados pelo fato de que a indicação compreende uma posição de um risco de subsuperfície.

15. Um ou mais meios legíveis por máquina, de acordo com a reivindicação 12, caracterizados por compreenderem instruções configuradas para fazer com que um processador transmita a indicação para exibição em um visor.

16. Um ou mais meios legíveis por máquina, de acordo com a reivindicação 12, caracterizados por compreenderem instruções configuradas para fazer o processador converter escolhas de tempo obtidas por um código de escolha de tempo de percurso de velocidade de fase para a parte de fase dos dados de domínio de frequência para obter o registro de gravação sísmico dependente de frequência.

17. Um ou mais meios legíveis por máquina, de acordo com a reivindicação 12, caracterizados pelo fato de que o primeiro modelo de velocidade compreende um valor de velocidade que é selecionado com base em um valor médio de um modelo de tomografia de velocidade de fase executado anteriormente.

18. Dispositivo caracterizado por compreender: um processador configurado para: gerar um registro de gravação sísmica virtual com base, pelo menos em parte, em interferometria sísmica dos dados sísmicos adquiridos passivamente;

determinar uma largura de banda de frequência do registro de gravação sísmica virtual, em que a largura de banda de frequência compreende uma pluralidade de frequências; transformar o registro de gravação sísmica virtual em um registro de gravação sísmico dependente de frequência com base em uma primeira frequência da pluralidade de frequências; aplicar um deslocamento de fase ao registro de gravação sísmico dependente de frequência para gerar um registro de gravação sísmico dependente de frequência de fase deslocada; gerar um primeiro modelo de velocidade a partir do registro de gravação sísmico dependente de frequência de fase deslocada; gerar um segundo modelo de velocidade usando inversão de forma de onda completa (FWI) com base no primeiro modelo de velocidade; identificar uma ou mais fatias de profundidade a partir do segundo modelo de velocidade; e gerar uma imagem sísmica com base na uma ou mais fatias de profundidade para uso com exploração sísmica acima de uma região de subsuperfície compreendendo um reservatório de hidrocarboneto e contendo recursos estruturais favoráveis a uma presença, migração ou acúmulo de hidrocarbonetos.

19. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para fornecer uma indicação de uma posição de depósitos de hidrocarboneto.

20. Dispositivo, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o processador é configurado para: gerar uma imagem sísmica adicional com base em dados sísmicos passivos adicionais; fornecer uma indicação de uma alteração em uma formação com base em uma comparação entre a imagem sísmica e a imagem sísmica adicional.