BRPI0808401A2 - Medição e modificação de direcionalidade de dados de interferometria sísmica. - Google Patents

Description

"MEDIÇÃO E MODIFICAÇÃO DE DIRECIONALIDADE DE DADOS DE INTERFEROMETRIA SÍSMICA"

Campo da invenção

A presente invenção refere-se à inspeção sísmica e mais particularmente à interferometria sismica.

Antecedentes

Técnicas de inspeção sísmica utilizam ondas sísmicas refletidas para determinar a estrutura geológica subterrânea. Um modo de inspeção sismica utiliza uma fonte ativa para gerar uma ou mais ondas sísmicas controladas. A fonte ativa pode, por exemplo, ser um explosivo, uma pistola de ar ou um caminhão vibrador. As ondas sísmicas geradas pela fonte ativa são refletidas para fora da estrutura geológica subterrânea, e as ondas sísmicas refletidas são tipicamente gravadas por uma pluralidade de receptores como sensores de movimento sísmico, geofones, acelerômetros ou hidrofones. As gravações podem ser movimento terrestre vertical (velocidade ou aceleração), pressão, componentes (por exemplo, três direções) de movimento terrestre ou uma combinação dos mesmos. Métodos de processamento de dados sísmicos são então utilizados para processar a resposta gravada e produzir uma imagem de estrutura geológica subterrânea a partir da mesma.

Interferometria sísmica é um método de coleta e manipulação ou processamento de dados sísmicos que é capaz de utilizar um receptor como uma fonte virtual para simular e substituir uma fonte ativa. Tipicamente, ondas sísmicas são gravadas em um local primário (o local de fonte virtual). As ondas sísmicas gravadas no local primário podem ser ondas sísmicas deliberadas ou não deliberadas presentes na terra como, por exemplo, ondas sísmicas de segundo plano natural devido à ação da onda do oceano, ondas sísmicas devido a tráfego de veículos, ou mesmo ondas sísmicas causadas por uma fonte ativa remotamente posicionada. Ao mesmo tempo, ondas sísmicas são também gravadas pelo menos em um local adicional, um local secundário do processo de interferometria sísmica. A série de tempo gravada no local secundário é submetida à desconvolução utilizando a série de tempo gravada no local de fonte virtual. Em ocorrências onde os receptores medem múltiplos componentes de movimento terrestre, a desconvolução é executada entre cada um dos componentes. Uma vez que as ondas sísmicas gravadas no local de fonte virtual são refletidas a partir da superfície da terra, uma porção dessas ondas sísmicas refletidas refletirá para fora da estrutura geológica subterrânea e atingirá o local adicional. A esse respeito, a desconvolução dos componentes da série de tempo gravada no local secundário contém a mesma resposta como seria se houvesse uma fonte para cada um dos componentes de movimento terrestre no local primário gerando ondas sísmicas sendo gravadas por um receptor no local adicional. Desse modo, esses dados de interferometria sísmica podem substituir dados de fonte sísmica ativa convencionais. Métodos de processamento de dados sísmicos de fonte ativa podem ser então utilizados para produzir uma imagem de estrutura geológica subterrânea em um modo similar a inspeção sísmica de fonte ativa.

Sumário

A presente invenção facilita o uso de técnicas interferométricas sísmicas na determinação da estrutura geológica subterrânea. A esse respeito, uma dificuldade com a abordagem interferométrica sísmica é que o campo de ondas sísmicas gravadas na fonte virtual tem frequentemente uma função ou padrão de direcionalidade indesejável. Um componente de direcionalidade do campo de onda sísmica gravado utilizado para interferometria sísmica (por exemplo, energia vindo de um ângulo e azimute) pode e frequentemente tem intensidade ou amplitude

significativamente diferente do que outros componentes de direcionalidade do campo de onda sísmica (por exemplo, energia vindo de outros ângulos e/ou azimutes). Como resultado, a fonte virtual de interferometria sísmica terá uma função ou padrão de direcionalidade de energia não uniforme. Essa função de energia não uniforme pode existir para cada componente de movimento terrestre. Essa situação é diferente de uma fonte ativa para a qual a função de direcionalidade de energia é genericamente bem conhecida e frequentemente uniforme em ângulo e azimute.

0 estado da técnica atual de interferometria sísmica não considera a direcionalidade não uniforme da energia na fonte virtual e não provê um método para medir a mesma e corrigir a mesma. A esse respeito, muitas técnicas interferométricas sísmicas propostas consideram somente receptores únicos no local de fonte virtual. Com um receptor único, não é possível medir a direcionalidade da energia sísmica.

As modalidades descritas aqui apresentam, entre outras coisas,métodos para medir e corrigir a função de direcionalidade não uniforme das vibrações gravadas no local de fonte virtual ao executar interferometria sísmica por substituir o receptor único que atua como uma fonte virtual com um conjunto de receptores, que normalmente será bidimensional (2D), porém pode ser unidimensional (ID) . O uso de um conjunto de receptores no local de fonte virtual permite medição de intensidade da função de direcionalidade não uniforme da energia sísmica gravada no local de fonte virtual por aplicar formação de feixe ou métodos relacionados no conjunto para transformar os dados em componentes de direcionalidade diferente. Após a intensidade dos componentes de direcionalidade ser medida, fatores de multiplicação podem ser determinados para mudar as intensidades de componente de direcionalidade para produzir uma função de direcionalidade desejada. Os fatores de multiplicação podem, por exemplo, ser determinados pela divisão da intensidade desejada de um componente de direcionalidade com a intensidade medida. Isso pode ser executado sujeito a critérios de amortecimento e afilamento. Os fatores de multiplicação pode ser então aplicados por ajuste da intensidade dos componentes de direcionalidade em um de vários modos na operação de interferometria sismica ou no processamento de dados sísmicos convencionais. A medição dos componentes de direcionalidade, a determinação dos fatores de multiplicação e a aplicação dos fatores de multiplicação podem ser executadas para cada componente de movimento terrestre.

As modalidades descritas aqui permitem a direcionalidade não uniforme de energia sísmica recebida em uma fonte virtual durante um processo de interferometria sísmica a ser medido e corrigido para processamento posterior. Isso pode resultar em uma inspeção geológica mais precisa do que poderia ser realizada utilizando processos de interferometria sísmica conhecidos. A esse respeito, as modalidades descritas aqui podem permitir uso expandido de métodos de fonte virtual interferométricos, que tem várias vantagens em relação a inspeção sísmica de fonte ativa tradicional. Por exemplo, uma vez que os receptores são mais baratos do que fontes sísmicas ativas, pode haver uma economia em custo envolvida com a substituição de uma fonte ativa com um conjunto de receptores. Além disso, o potencial para dano ambiental e os riscos associados a explosivos e maquinaria pesada inerentes no uso de uma fonte ativa pode ser evitado, ou pelo menos diminuído por posicionamento da fonte ativa em uma área menos sensível. Além disso, receptores podem ser mais fáceis de colocar em locais difíceis, como terreno montanhoso ou em áreas povoadas.

De acordo com um aspecto, um método de executar interferometria sísmica para obter informações relacionadas à estrutura subsuperficial inclui posicionamento de uma pluralidade de receptores sísmicos para receber ondas sísmicas, utilizar pelo menos um dos receptores sísmicos como um receptor de local secundário para interferometria sísmica, gravar uma série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico, e modificar uma função de direcionalidade da fonte virtual para interferometria sísmica.

0 posicionamento pode incluir dispor pelo menos uma porção da pluralidade de receptores sísmicos em um conjunto em uma área associada a um local de uma fonte virtual para interferometria sísmica. Os receptores sísmicos podem ser distribuídos em um modo uniforme ou não uniforme sobre a área. 0 posicionamento e quantidade de receptores sísmicos podem ser pelo menos parcialmente dependentes do comprimento de onda superficial que corresponde as ondas sísmicas de frequência mais baixa e mais elevada a serem gravadas. Receptores sísmicos utilizados como um receptor de local secundário para interferometria sísmica podem estar entre a porção da pluralidade de receptores sísmicos dispostos no conjunto ou podem ser separados da porção da pluralidade de receptores sísmicos dispostos no conjunto.

A modificação da função de direcionalidade pode envolver combinar pelo menos duas das séries de tempo a partir dos receptores sísmicos incluídos no conjunto. A combinação pode incluir executar uma transformada de domínio espacial sobre os locais de conjunto da série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto. Essa transformada pode separar as ondas sísmicas incidentes no conjunto em componentes de direcionalidade diferente. Cada componente de direcionalidade pode corresponder a um valor da função de direcionalidade.

Fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo, e deslocamentos de fase podem ser aplicados nos traços de dados a partir de pelo menos dois dos receptores individuais do conjunto. Os fatores de multiplicação podem ser aplicados no domínio de transformada ou equivalentes podem ser aplicados no domínio espacial dos dados originais. Adicionalmente, os fatores de multiplicação podem ser aplicados por unir eletronicamente os receptores no campo. Além disso, os fatores de multiplicação podem ser aplicados ao executar uma migração sísmica, um imageamento, um processo de inversão ou uma combinação dos mesmos. Independente de como são aplicados, os fatores de multiplicação podem ser utilizados para obter uma função de direcionalidade uniforme ou uma função de direcionalidade intencionalmente não uniforme

De acordo com um aspecto, um método de modificar uma função de direcionalidade de uma fonte virtual utilizada em interferometria sísmica inclui gravar dados de onda sísmica incidentes em cada receptor sísmico individual de um conjunto de receptores sísmicos, executar uma transformada de domínio nos dados de ondas sísmicas gravados para separar os dados de onda sísmica gravados em diferentes componentes de transformada, medir uma medição de intensidade de sinal para cada componente de transformada, e determinar fatores de multiplicação para converter a intensidade de sinal medido para cada componente de transformada em uma intensidade desejada para cada componente de transformada. A fonte virtual para a interferometria sísmica pode ser associada ao conjunto de receptores sísmicos onde cada receptor do conjunto tem um local associado no conjunto. A determinação dos fatores de multiplicação pode incluir dividir a intensidade desejada para cada componente de transformada individual pela intensidade de sinal medida para cada componente de transformada individual.

De acordo com um aspecto, um sistema interferométrico sísmico operável para obter informações relacionadas à estrutura subsuperficial inclui uma pluralidade de receptores sísmicos, pelo menos um dispositivo de gravação operável para gravar uma série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada uma da pluralidade de receptores sísmicos, e um processador operável para modificar uma função de direcionalidade da fonte virtual para interferometria sísmica. A pluralidade de receptores sísmicos pode ser posicionável de tal modo que uma porção dos mesmos possa ser disposta em um conjunto em uma área associada a um local de uma fonte virtual para interferometria sísmica. Pelo menos um da pluralidade de receptores sísmicos pode ser utilizado como um receptor de local secundário para interferometria sísmica. A modificação da função de direcionalidade pode envolver a combinação de pelo menos dois da série de tempo a partir dos receptores sísmicos incluídos no conjunto.

0 processador pode ser adicionalmente operável para executar uma transformada de domínio espacial sobre os locais de conjunto da série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto. A esse respeito, o processador pode ser operável para separar os dados de onda sísmica gravados em componentes de transformada diferentes. Cada um desses componentes de transformada pode corresponder a um tipo de onda que tem alguma direcionalidade. 0 processador pode ser adicionalmente capaz de medir uma medição de intensidade de sinal para cada componente de transformada e determinar fatores de multiplicação para converter a intensidade de sinal medido para cada componente de transformada em uma intensidade desejada para cada componente de transformada.

De acordo com um aspecto, um produto de programa de computador inclui um meio utilizável por computador tendo código de programa de computador incorporado no mesmo. 0 código de programa de computador pode incluir código de programa legível por computador que pode habilitar um processador a Ier um arquivo de dados incluindo uma série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico de um conjunto de receptores sísmicos, Ier um arquivo de dados incluindo uma série de tempo de ondas sísmicas incidentes em um receptor de local secundário para interferometria sísmica, e modificar uma função de direcionalidade de uma fonte virtual para interferometria sísmica. A modificação da função de direcionalidade pode envolver a combinação de pelo menos duas das séries de tempo a partir dos receptores sísmicos incluídos no conjunto. Além disso, o código de programa legível por computador pode habilitar o processador a executar uma transformada de domínio espacial sobre os locais de conjunto da série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto. Essa transformada pode separar a série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto em componentes de direcionalidade diferentes, onde cada componente de direcionalidade pode corresponder a um valor da função de direcionalidade. Aspectos adicionais e vantagens correspondentes da presente invenção serão evidentes para aqueles versados na técnica após consideração da descrição adicional que se segue.

Breve descrição dos desenhos

A figura IA é uma vista esquemática em seção transversal de um sensor sísmico colocado na superfície da Terra e um conjunto de componentes de direcionalidade sísmica de amostra com diferentes amplitudes incidentes sobre o sensor sísmico.

A figura IB é uma vista esquemática em seção transversal do sensor da figura IA e componentes de direcionalidade refletida com intensídades diferentes.

A figura 2 é uma vista esquemática em seção transversal parcial de um conjunto de sensores colocado na superfície da Terra.

As figuras 3A, 3B e 3C são vistas esquemáticas superiores de conjuntos de sensores exemplares.

As figuras 4A e 4B são vistas esquemáticas em seção transversal do sensor da figura IA e vetores de componente de direcionalidade refletida após modificação.

A figura 5 é um fluxograma para uma modalidade de um método de executar interferometria sísmica.

A figura 6 é um fluxograma para uma modalidade de um método de modificar uma função de direcionalidade de uma fonte virtual utilizada em interferometria sísmica.

A figura 7 é um diagrama de blocos de uma modalidade de um sistema operável para obter e armazenar dados sísmicos, modificar uma função de direcionalidade de uma fonte virtual e executar interferometria sísmica.

Descrição detalhada Como observado acima, interferometria sismica utiliza energia sísmica incidente sobre um local específico como uma fonte virtual de ondas sísmicas para uma inspeção sísmica. A figura IA é uma vista esquemática em seção transversal que mostra um receptor 101 colocado na superfície da Terra 102 em um local específico 104. Uma pluralidade de componentes de direcionalidade sísmica (mencionados aqui alternativamente como componentes de direcionalidade) incidentes no receptor 101 são representados por vetores de componente de direcionalidade 103a até 103g. Um componente de direcionalidade sísmica é a porção das ondas sísmicas incidentes no receptor a partir de uma direção específica. Como ilustrado, os componentes de direcionalidade sísmica incidente no local 104 podem ser não uniformes, e o tamanho variável dos vetores de componente de direcionalidade ilustrados 103a até 103g representa as amplitudes variáveis de componentes de direcionalidade incidentes no local 104. Esses componentes de direcionalidade são separados para cada componente de movimento terrestre gravado no receptor.

Ao executar interferometria sísmica utilizando dados que não foram modificados ou filtrados para levar em consideração a não uniformidade dos componentes de direcionalidade incidentes no local de fonte virtual, a não uniformidade dos componentes de direcionalidade pode distorcer a imagem geológica resultando do processamento de dados sísmicos e pode amplificar o ruído nos dados. Esse ruído pode resultar em uma imagem degradada da estrutura geológica após processamento em relação a uma imagem que pode ser obtida a partir dos dados se a não uniformidade dos componentes de direcionalidade for reduzida ou eliminada.

Entretanto, um único receptor, como receptor 101 ilustrado na figura IA, não é capaz de medir a não uniformidade dos componentes de direcionalidade incidentes no local 104. Se a não uniformidade dos componentes de direcionalidade não for conhecida, os dados coletados não podem ser corrigidos para a não uniformidade.

As modalidades da presente invenção facilitam a eliminação ou redução de efeitos a partir da não uniformidade de componentes de direcionalidade incidentes no local de uma fonte virtual utilizada em interferometria sísmica. Isso pode ser obtido utilizando um conjunto de receptores para gravar ondas sísmicas incidentes no local de fonte virtual de interferometria sísmica enquanto ao mesmo tempo grava, com um receptor individual, ondas sísmicas incidentes no local secundário de interferometria sísmica. Adicionalmente, e ao mesmo tempo, outros receptores individuais podem estar gravando ondas sísmicas incidentes em locais secundários adicionais. Além disso, receptores individuais localizados no conjunto podem ser utilizados como parte do conjunto de fontes virtuais e como local secundário para interferometria sísmica. Os receptores podem ser operáveis para gravar múltiplos componentes de movimento terrestre e cada componente de movimento terrestre pode ser tratado separadamente.

Os dados coletados no conjunto podem ser espacialmente transformados em um domínio diferente onde cada componente de transformada do novo domínio corresponde a uma direcionalidade aproximada da energia sísmica. A não uniformidade dos componentes de direcionalidade pode ser então medida. Fatores de multiplicação podem ser então determinados que modificam os componentes de direcionalidade gravados não uniformes em, por exemplo, componentes uniformes ou componentes com uma distribuição não uniforme desejada deliberada que melhora a imagem processada final. Os fatores de multiplicação podem ser aplicados em diversos modos e em estágios diferentes de processamento de dados sísmicos incluindo como descrito aqui. Esse processo de medir a intensidade de componentes de direcionalidade, determinar fatores de multiplicação e modificar a função de direcionalidade pode ser executado separadamente para cada componente de movimento terrestre.

A aplicação dos fatores de multiplicação pode resultar em um sinal de interferometria sísmica sem o efeito da intensidade não uniforme dos componentes de direcionalidade. A fonte virtual resultante pode simular uma fonte ativa com uma distribuição de energia uniforme através de todos os componentes de direcionalidade ou uma fonte com uma distribuição de energia não uniforme deliberada que reforça os componentes de direcionalidade desejados e amortece os componentes de direcionalidade indesej áveis.

Como observado acima, um conjunto de receptores pode ser utilizado para coletar dados sísmicos a partir dos quais os componentes de direcionalidade podem ser determinados. Um arranjo exemplar é ilustrado na figura 2. Na figura 2, um conjunto 201 de receptores é posicionado na superfície da Terra 203 em uma área 202, que é o local de fonte virtual de interferometria sísmica. Cada receptor individual do conjunto 201, como receptor 204a pode ser capaz de obter uma gravação de série de tempo de atividade sísmica em seu local.

Genericamente, o conjunto 201 pode ser unidimensional (por exemplo, uma linha única de receptores) ou bidimensional (por exemplo, múltiplas linhas e colunas de receptores) e os receptores individuais do conjunto 201 e receptores individuais fora do conjunto como receptores individuais 205 e 206, podem ser localizados em ou perto da superfície 203. Como utilizado aqui, os termos "unidimensional" e "bidimensional" podem incluir conjuntos onde um ou mais dos receptores individuais do conjunto 201 são localizados em altitudes diferentes com relação a outros receptores no conjunto (por exemplo, um receptor individual do conjunto 201 pode ser localizado em uma encosta de morro em uma elevação mais alta do que outro receptor individual localizado profundamente em um vale). Entretanto, nenhum dos dois receptores individuais no conjunto 201 ocupa a mesma latitude e longitude. Nesse aspecto, se as posições dos receptores individuais do conjunto 201 forem indicadas em um mapa bidimensional da superfície 203, duas indicações dos locais de receptores individues não ocupariam o mesmo espaço. Em ocorrências onde uma massa de água cobre a superfície da Terra no local onde o receptor deve ser colocado, o receptor pode ser colocado no fundo da massa de água (por exemplo, no fundo do mar). Além disso, é possível que um ou mais dos receptores no conjunto 201 seja enterrado.

0 arranjo dos receptores no conjunto 201 pode ser configurado para obter características específicas e/ou acomodar terreno local. Por exemplo, um conjunto 301 no qual os receptores são uniformemente distribuídos por toda uma área abrangida pelo conjunto 301, como aquela ilustrada na figura 3A, pode ser utilizado. O tamanho geral do conjunto uniforme 301 pode ser selecionado com base em um comprimento de onda de superfície que corresponde à frequência mínima a ser gravada. O espaçamento entre os receptores individuais do conjunto uniforme 301 pode ser selecionado com base em um comprimento de onda superficial que corresponde à frequência máxima a ser gravada. O número de receptores pode ser selecionado com base na largura de banda entre as frequências mais baixa e mais elevada a serem gravadas.

Os receptores individuais podem ser também não uniformemente distribuídos, como ilustrado no conjunto exemplar 302 da figura 3B. No conjunto não uniforme 302, o espaçamento entre receptores individuais do conjunto 302 ao

longo das bordas externas do conjunto 302 é maior do que o espaçamento entre os receptores individuais do conjunto 302 em direção ao centro do conjunto 302. Em um tal arranjo, as distâncias mínima e máxima entre receptores individuais do conjunto 302 podem ser baseados nas frequências máxima e

mínima, respectivamente, de componentes de direcionalidade a serem medidos.

Os receptores individuais também podem ser aleatoriamente ou parcialmente aleatoriamente distribuídos como ilustrado no conjunto exemplar 303 da figura 3C. Um

tal arranjo pode ser parcialmente determinado por topografia local, edifícios, ou outras características de habitação e terra. Por exemplo, terreno irregular pode impedir ou tornar extremamente difícil a formação de conjuntos como aqueles ilustrados nas figuras 3A e 3B.

Muitos outros arranjos dos receptores individuais no conjunto são possíveis além dos arranjos ilustrados nas figuras 3A-3C.

Com referência novamente à figura 2, o conjunto 201 pode ser utilizado para gravar dados, determinar

componentes de direcionalidade, e computar fatores de multiplicação. 0 conjunto também pode ser utilizado como uma fonte virtual que aplica os fatores de multiplicação para modificar os componentes de direcionalidade para uma inspeção sísmica interferométrica. Um receptor individual

localizado fora do conjunto 201, como receptores 205 e 206, pode funcionar como um receptor secundário para a inspeção interferométrica sísmica. Além disso, um ou mais dos receptores individuais do conjunto 201 pode funcionar tanto como membro do conjunto 201 para fins de modificação de componente de direcionalidade como um receptor secundário utilizado para interferometria sísmica.

Os dados gravados pelo conjunto 201 podem consistir em uma série de tempo separada gravada por cada receptor individual do conjunto 201. Esses dados podem ser utilizados para determinar a amplitude e direcionalidade de componentes de direcionalidade sísmica incidentes na área do conjunto 201. A amplitude e determinação de direcionalidade podem ser realizadas utilizando qualquer de uma variedade de métodos de transformada espacial que transformam os dados através do local de receptor nos componentes de direcionalidade. Essa transformada pode ser realizada por combinar pelo menos duas das séries de tempo gravadas por receptores individuais do conjunto 201. Por exemplo, pilhas de inclinação ID ou 2D, formação de feixe de ID ou 2D, e/ou Transformadas Fourier rápidas ID ou 2D (FFTS) podem ser empregadas para determinar a amplitude e direcionalidade de componentes de direcionalidade sísmica a partir dos dados gravados pelo conjunto 201. OUtros métodos, como Radon, co-seno discreto, transformadas de Wigner e Gabor podem ser também utilizados. Variações dos métodos acima mencionados podem ser também utilizadas. Todas essas transformadas, e outras, compartilham a propriedade de que combinam matematicamente dois ou mais traços para produzir os dados transformados, qualquer que seja o processo utilizado, ponderação irregular e/ou afilamento pode ser empregado durante o processo. Deslocamentos de tempo podem ser aplicados antes da transformada para corrigir os desvios dos locais de receptor a partir de uma superfície plana. Os dados gravados podem ser convertidos de domínio de tempo para outro domínio, como o domínio de frequência, antes da realização da transformada espacial para determinar e modificar os componentes de direcionalidade. Esse processo pode ser aplicado para cada componente de movimento terrestre.

Após os dados do conjunto serem transformados em componentes de direcionalidade, a energia total para cada componente de direcionalidade pode ser medida. Outras técnicas de medição de intensidade de sinal podem ser também utilizadas. A medição pode ser uma medição única para cada direção de componente de direcionalidade ou podem ser múltiplas medições para cada direção de componente de direcionalidade para os componentes de dados diferentes de cada domínio de traço, como uma janela de tempo ou frequência.

Um modo alternativo de medir intensidades de sinal de componentes de direcionalidade sem executar uma transformada é aplicar um conjunto de fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo e rotações de fase nos dados não transformados, somar os dados, e medir a intensidade de sinal a partir do resultado. 0 conjunto de fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo e rotações de fase é executado para enfatizar e possivelmente isolar um ou mais componentes de direcionalidade. A seguir o processo é repetido com um conjunto diferente de fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo ou rotações de fase para um componente de direcionalidade diferente ou grupo de componentes de direcionalidade.

Os componentes de direcionalidade medida podem ser utilizados para computar os fatores de multiplicação ou modificar os componentes de direcionalidade de uma fonte virtual no local 202 do conjunto 201 para uso em uma inspeção sísmica utilizando métodos de interferometria sísmica (uma inspeção de interferometria sísmica). Os componentes de direcionalidade (por exemplo, representados por vetores de componentes de direcionalidade 103a até 103g na figura IA) podem ser determinados como descrito aqui. Para utilizar essa informação para modificar os componentes de direcionalidade de uma fonte virtual em interferometria sísmica, pode ser assumido, como ilustrado na figura 1B, que a superfície da Terra 102 é um refletor perfeito dos componentes de direcionalidade. Por exemplo, o vetor de componente de direcionalidade 105f representa um vetor de componente de direcionalidade que é um reflexo do vetor de componente de direcionalidade 103f mostrado na figura IA. Similarmente, cada vetor de componente de direcionalidade 105A até 105g da figura IB representa um reflexo dos vetores de componente de direcionalidade ilustrados na figura IA. Após os dados de série de tempo recebidos no conjunto de fonte virtual terem sido transformados em componentes de direcionalidade separada, a amplitude dos componentes de direcionalidade pode ser modificada com fatores de multiplicação antes de processamento adicional. Os fatores de multiplicação podem ser explicitamente aplicados em cada componente de direcionalidade ou implicitamente durante manipulação adicional dos dados, como processamento sísmico de fonte ativa.

Como mostrado na figura 2, uma ou mais porções de um ou mais dos componentes de direcionalidade refletida (por exemplo representado por vetores de componente de direcionalidade 105a até 105g na figura 1B) pode ser transmitida através da Terra a partir do primeiro local 202 até o(s) local (is) dos receptores adicionais 205 e 206. Tais ondas sísmicas refletidas são representadas por setas tracejadas 207a até 207c na figura 2, e como mostrado, algumas ondas sísmicas (por exemplo 207a) podem permanecer em estrutura de guia de onda próxima à superfície 208. Outras ondas sísmicas (por exemplo, 20-7b e 207c) podem penetrar na estrutura mais profunda 209 com algumas (por exemplo, 207b) sendo retratadas em direção aos receptores 5 adicionais 205 e 206 e algumas (por exemplo, 207c) sendo

refletidas em um limite entre a estrutura mais profunda 209 e uma ou mais estruturas ainda mais profundas 210a até 210c.

Os fatores de multiplicação determinados que são aplicados aos componentes de direcionalidade podem ser

utilizados para controlar uma função de direcionalidade da fonte virtual utilizada em interferometria sísmica. Como anteriormente observado, métodos conhecidos de executar interferometria sísmica não levam em conta as intensidades não uniformes das ondas sísmicas com direcionalidade

diferente incidente na fonte virtual. Como tal, distorção de imagem e ruído podem estar em níveis mais elevados em relação a uma inspeção sísmica de fonte ativa ao utilizar métodos de interferometria sísmica conhecidos. Essa distorção e ruído podem ser reduzidos ou eliminados por

modificar a função de direcionalidade da fonte virtual. Por exemplo, a direcionalidade da fonte virtual pode ser controlada para produzir uma direcionalidade uniforme similar a ondas sísmicas uniformes geradas por fontes ativas. A função de direcionalidade uniforme resultante

pode ser representada por vetores de componente de direcionalidade uniforme como vetores de componente de direcionalidade 401a até 401g da figura 4A. Esses componentes de direcionalidade são separados para cada componente de movimento terrestre.

Outras direcionalidades desejadas da fonte virtual podem ser utilizadas. Por exemplo, se for desejado reduzir ruído nos dados coletados devido a ondas sísmicas que se deslocam próximo à superfície (por exemplo, ondas como a onda 207a da figura 2), a intensidade das ondas refletidas na fonte virtual e deslocando próximo a paralelo com a superfície da Terra (como ondas 105a e 105g da figura 1B) pode ser desenfatizada, enquanto componentes de direcionalidade que se deslocam em ou próximo a perpendicular à superfície da Terra (por exemplo, ondas 105c e 105d da figura 1B) podem ser enfatizados. Uma tal função de direcionalidade não uniforme pode ser representada pelos vetores de componente de direcionalidade 402a até 402g da figura 4B. Uma vez que ondas sísmicas próximas à superfície podem introduzir ruído em dados coletados durante uma inspeção sísmica, o uso de uma função de direcionalidade como aquela ilustrada na figura 4B pode servir para reduzir o nível de ruído e subsequentemente melhorar a qualidade de imagem e reduzir a quantidade de processamento necessário na execução de interferometria sísmica com os dados coletados. Ainda outras funções de direcionalidade podem ser criadas. Por exemplo, outras funções podem ser geradas para enfatizar percursos de raio específicos, como percursos de raio de refração ou reflexo através de uma camada ou seção específica da estrutura geológica sendo examinada. Além disso, uma função de direcionalidade pode ser selecionada para compensar certa estrutura geológica ou enfatizar ondas sísmicas próximas à superfície.

A criação de uma função de direcionalidade desejada pode incluir determinar fatores de multiplicação que podem ser então aplicados para modificar a função de direcionalidade medida para a função desejada. Por exemplo, fatores de multiplicação podem ser determinados por dividir a intensidade desejada para um componente de direcionalidade específico pela intensidade medida para aquele componente de direcionalidade especifico, como descrito aqui, com relação às figuras 4A & 4B. Em ocorrências onde a intensidade medida de um componente de direcionalidade especifico está abaixo de um limite predeterminado, a intensidade medida pode ser aumentada até um valor que excede aquele limite antes da determinação do fator de multiplicação. Desse modo, a divisão da intensidade desejada por uma intensidade medida relativamente pequena (e o fator de multiplicação grande correspondente) que pode ser não confiável, pode ser evitada.

Onde se deseja que a fonte virtual seja uma fonte direcionalmente uniforme, a mesma intensidade desejada pode ser utilizada na determinação de cada fator de multiplicação. Onde se deseja que a fonte virtual seja uma fonte direcionalmente não uniforme, a intensidade desejada utilizada na determinação de vários fatores de multiplicação pode variar (por exemplo, para produzir as funções não uniformes discutidas anteriormente).

Outros métodos podem ser utilizados para medir os componentes de direcionalidade de uma fonte virtual utilizados para computar os fatores de multiplicação ou aplicar os fatores de multiplicação. Em um primeiro exemplo, fatores de amortecimento podem ser aplicados a certos componentes de direcionalidade medida (por exemplo, componentes de direcionalidade que se deslocam paralelos à superfície da Terra). Em um segundo exemplo, medições feitas em um subconjunto de receptores do conjunto podem ser modificadas antes da determinação de componentes de direcionalidade (por exemplo, as leituras do conjunto podem ser afiladas em direção às bordas do conjunto).

0 processamento descrito acima em relação a dados gerados pelos receptores do conjunto pode ser executado na série de tempo gravada inteira. Alternativamente, uma ou mais das séries de tempo gravadas pode ser subdividida em subconjuntos de janelas de tempo e esses subconjuntos podem ser processados como descrito aqui. Isso pode incluir determinar independentemente fatores de multiplicação para cada janela de tempo.

Em ocorrências onde os dados a partir dos receptores do conjunto são convertidos em um domínio derivativo do domínio de tempo, fatores de multiplicação podem ser separadamente determinados e aplicados para cada valor no domínio derivativo do domínio de tempo. Por exemplo, onde o domínio derivativo do domínio de tempo é o domínio de frequência, fatores de multiplicação podem ser separadamente determinados para cada valor de frequência e cada componente de direcionalidade.

Após determinação, os fatores de multiplicação podem ser utilizados em uma variedade de modos para aumentar um processo de interferometria sísmica. Os fatores de multiplicação podem ter um número de características. Por exemplo, os fatores de multiplicação podem ser não unitários, e os fatores de multiplicação podem ser números complexos.

Além disso, os fatores de multiplicação podem ser aplicáveis sobre uma região geográfica ampla, possivelmente centenas de milhas de largura. 0 conjunto utilizado para determinar os fatores de multiplicação pode ser diferente do conjunto utilizado para aplicar os fatores de multiplicação. Nesse aspecto, após um conjunto específico de fatores de multiplicação ser determinado para uma região específica, esse conjunto de fatores de multiplicação pode ser utilizado para modificar a função de direcionalidade de uma pluralidade de conjuntos de fontes virtuais para interferometria sísmica naquela mesma região. Fatores de multiplicação podem ser aplicados em uma variedade de domínios e durante diferentes etapas ou estágios no processamento dos dados para modificar a função de direcionalidade de fonte virtual. Os fatores de multiplicação podem ser aplicados cedo no processamento de interferometria, ou posteriormente na etapa de inversão/processamento de dados sísmicos de fonte ativa. Os fatores de multiplicação podem ser aplicados em um domínio de transformada espacial ou podem ser aplicados no domínio não transformado quando os fatores de multiplicação podem corresponder a deslocamentos de tempo ou rotações de fase. Um traço comum desses métodos é que modificam a função de direcionalidade da fonte virtual por combinar dois ou mais traços a partir dos receptores no conjunto.

Um método para aplicar os fatores de multiplicação à fonte virtual é transformar os dados gravados a partir dos receptores individuais do conjunto no mesmo domínio a partir do qual os fatores de multiplicação são computados. Então, os fatores de multiplicação podem ser diretamente aplicados por multiplicar os componentes apropriados no domínio de transformada. Então os dados podem ser transformados de volta em seu domínio de tempo e espacial original e os dados podem ser adicionalmente processados com técnicas interferométricas padrão e técnicas de processamento sísmico de fonte ativa. Ou, ao invés de transformar os dados de volta para o domínio de tempo e espacial original, os dados podem ser convertidos diretamente em um domínio diferente utilizado pelas técnicas interferométricas subsequentes e técnicas de processamento sísmico. Os dados a partir dos receptores individuais do conjunto podem ser tratados como traços separados no processamento sísmico ou interferométrico subsequente, ou podem ser reduzidos, combinados ou somados em menos traços. Esse processo pode ser aplicado separadamente para cada componente de movimento terrestre onde os traços de um único componente são transformados ou combinados.

Outro método para aplicar os fatores de multiplicação é transformar os dados em um domínio diferente daquele utilizado para computar os fatores de multiplicação. Nesse caso, os fatores de multiplicação podem ser transformados a partir de seu domínio original para o mesmo domínio que os dados sísmicos. A transformada pode envolver interpolação a partir de uma função de representação de direcionalidade para outra. Essa transformada dos fatores de multiplicação pode ser feita diretamente de um domínio para outro, ou indiretamente por transformada inversa dos fatores de multiplicação para um domínio espacial, possivelmente amostrando novamente ou interpolando os mesmos no domínio espacial, e então transformando os mesmos no domínio novo que é compatível com aquele utilizado para os dados.

Alternativamente, os métodos acima de aplicar os fatores de multiplicação no domínio de transformada podem ser aplicados em processamento posterior, durante a aplicação do processamento de interferometria ou durante estágios diferentes de processamento de dados sísmicos. 0 processamento interferométrico ou o processamento de dados sísmicos pode transformar os dados de conjunto em um domínio diferente. Os fatores de multiplicação podem ser então aplicados nesse domínio, possivelmente transformando os fatores de multiplicação como descrito acima. Por exemplo, os dados a partir dos receptores individuais ou o conjunto podem passar pelo processamento interferométrico padrão para produzir dados similares àqueles das fontes ativas convencionais. Esses dados podem então passar pelo processamento de dados sísmicos de fonte ativa. Aqui, o processamento de dados sísmicos de fonte ativa quer dizer quaisquer técnicas de processamento sísmico que se aplicam a dados de fonte ativa convencionais. Essas técnicas aplicadas a dados de fonte ativa convencionais podem incluir métodos conhecidos padrão ou novos métodos inventivos. Como os dados são processados pelo processamento de dados sísmicos de fonte ativa, podem ser transformados em um domínio diferente, como o domínio de onda plana, ou o domínio Tau-P, onde cada componente corresponde a alguma direcionalidade. Uma tal técnica é migração de onda plana. Quando os dados estão nesse domínio, os fatores de multiplicação podem ser aplicados para modificar a intensidade dos componentes de direcionalidade. Esse processo pode ser aplicado separadamente para cada componente de movimento terrestre onde os traços a partir de um único componente são transformados ou combinados juntos.

Essa aplicação de fatores de multiplicação durante processamento de fonte ativa pode ser executada explicitamente, como mencionado acima, por transformar os dados em componentes de direcionalidade e modificar suas intensidades, ou pode ser executada implicitamente. Uma abordagem de aplicar os fatores de multiplicação implicitamente é por executar uma migração, um imageamento, ou um processo de inversão, como migração de tempo inverso, que simula uma fonte. Normalmente essa simulação de fonte é feita com uma fonte de ponto que tem uma função de direcionalidade uniforme. Por simular uma fonte com função de direcionalidade não uniforme, os fatores de multiplicação podem ser aplicados implicitamente. Pode-se produzir a função de direcionalidade de fonte simulada não uniforme que corresponde aos fatores de multiplicação por tomar a fonte uniforme original, possivelmente estender a mesma através de uma região maior, transformar a mesma no mesmo domínio que os fatores de multiplicação, aplicar os fatores de multiplicação e então transformar de volta no domínio original. Inversamente, pode-se transformar os fatores de multiplicação no mesmo domínio que a fonte simulada. A fonte simulada pode utilizar múltiplos componentes de movimento terrestre, cada um com uma função de direcionalidade diferente.

Um caso especial de aplicar os fatores de multiplicação em um domínio diferente a partir de onde são computados é aplicar os fatores de multiplicação diretamente no domínio espacial. Desse modo, os fatores de multiplicação podem ser aplicados aos dados gravados nos receptores individuais do conjunto sem transformar os dados. Por exemplo, os fatores de multiplicação podem ser transformados no domínio espacial para produzir fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo, ou rotações de fase nos locais de receptor. Essa transformada pode envolver alguma interpolação. Esses novos fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo, ou rotações de fase podem ser aplicados no início no processo interferométrico ou posteriormente durante processamento de fonte ativa. Os dados podem ser somados ou parcialmente combinados como parte da aplicação dos novos fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo ou rotações de fase. Esse processo pode ser aplicado separadamente para cada componente de movimento terrestre onde os traços de um único componente são transformados,multiplicados ou combinados.

Além disso, a direcionalidade de uma fonte virtual pode ser modificada por interconectar os receptores do conjunto de tal modo que uma única série de tempo agregada gravada pelos receptores interconectados pode ser utilizada como uma fonte virtual modificada. A esse respeito, os receptores podem ser eletronicamente interconectados. Interconexões eletrônica entre os receptores podem ser realizadas, por exemplo, por ligar diretamente os mesmos juntos, através de ligações sem fio ou através de uma combinação de conexões cabeadas e sem fio de tal modo que a interconexão seja funcionalmente similar a aplicação de fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo, rotações de fase ou uma combinação dos mesmos para produzir uma fonte virtual com uma função de direcionalidade desejada.

Essas e outras técnicas de modificar a direcionalidade de uma fonte virtual utilizada em interferometria sísmica podem ser utilizadas no lugar de ou em combinação com o uso de fatores de multiplicação.

Como discutido anteriormente, essas abordagens para aplicar os fatores de multiplicação podem ser executadas nos dados inteiros ou em subconjuntos a partir de receptores individuais ou a partir de componentes de direcionalidade individual no domínio de transformada espacial. Os fatores de multiplicação podem ser aplicados no domínio de tempo ou um derivativo do domínio de tempo, como o domínio de frequência. Os fatores de multiplicação podem ser diferentes para cada subconjunto ou podem ser idênticos. Os subconjuntos podem ser uma janela de tempo, um componente de frequência individual, ou um grupo de frequências.

Os exemplos acima da aplicação de fatores de multiplicação em vários estágios do processo de determinar estrutura geológica subjacente são exemplares. Outras aplicações matematicamente equivalentes dos fatores de multiplicação pretendem também estar compreendidas no escopo da presente invenção. Adicionalmente, vários ou todos os métodos acima descritos e/ou seus equivalentes matemáticos podem ser combinados para modificar e/ou controlar a direcionalidade de uma fonte virtual.

A figura 5 é um fluxograma de uma modalidade de um método de executar interferometria sísmica para obter

informações relacionadas à estrutura subsuperficial. Embora o fluxograma ilustre as etapas em uma ordem específica, isso é para fins exemplares somente e a ordem das etapas pode ser reorganizada a partir daquela representada na figurá 5. A primeira etapa 501 ilustrada na figura 5 pode

ser para posicionar uma pluralidade de receptores sísmicos em um conjunto. 0 conjunto pode estar em uma área associada ao local de uma fonte virtual para interferometria sísmica.

A etapa seguinte 502 pode ser utilizar um receptor sísmico como um receptor de local secundário para

interferometria sísmica. Esse receptor de local secundário pode ser um dos receptores do conjunto ou pode ser um receptor sísmico que não faz parte do conjunto. 0 receptor de local secundário pode ser colocado na área do conjunto ou pode ser localizado remoto em relação ao conjunto(por

exemplo, como receptor 205 da figura 2).

A seguinte etapa 503 pode ser utilizar os receptores sísmicos (por exemplo, os receptores do conjunto e o receptor de local secundário) para gravar ondas sísmicas incidentes nos receptores sísmicos. Essa gravação

pode ter a forma de uma série de tempo separada para cada receptor sísmico individual utilizado. Alternativamente, algumas ou todas as saídas dos receptores sísmicos podem ser combinadas antes da gravação. Por exemplo, cada um dos receptores sísmicos do conjunto pode ser eletricamente

interconectado e uma única série de tempo para o conjunto inteiro pode ser gravada.

A etapa seguinte 504 pode ser modificar uma função de direcionalidade da fonte virtual para interferometria sísmica. Isso pode envolver combinar pelo menos duas das séries de tempo a partir dos receptores sísmicos incluídos no conjunto. Essa combinação pode ser realizada após a série de tempo ter sido gravada, por exemplo, por um processador de computador e produto de programa de computador. Essa combinação pode envolver executar operações matemáticas nos sinais de saída dos receptores sísmicos do conjunto antes de combinar as saídas e gravar uma única série de tempo para o conjunto.

A figura 6 é um fluxograma de uma modalidade de um método de modificar uma função de direcionalidade de uma fonte virtual utilizada em interferometria sísmica. Embora o fluxograma ilustre as etapas em uma ordem específica, isso é para fins exemplares somente e a ordem das etapas pode ser reorganizada em relação àquela representada na figura 6. A primeira etapa 601 ilustrada na figura 6 é para gravar dados de onda sísmica incidentes sobre cada receptor sísmico de um conjunto de receptores sísmicos. A fonte virtual pode ser associada à área na qual o conjunto de receptores sísmicos é localizado.

A seguinte etapa 602 pode ser executar uma transformada de domínio nos dados de onda sísmica gravados da etapa 601. Essa transformada de domínio pode ser realizada sobre os locais dos receptores do conjunto. A transformada de domínio pode separar os dados de onda sísmica gravados em diferentes componentes de transformada (por exemplo, diferentes componentes de direcionalidade). Isso pode ser seguido pela etapa 603 na qual uma intensidade de sinal para cada componente de transformada é medida.

A etapa seguinte 604 pode ser determinar fatores de multiplicação onde os fatores de multiplicação são operáveis para converter a intensidade de sinal medido para cada componente de transformada em uma intensidade de sinal desejada para cada componente de transformada. Os fatores de multiplicação podem ser determinados como descrito aqui.

A figura 7 é um diagrama de blocos de um sistema 700 operável para executar interferometria sismica. O sistema 700 pode incluir uma pluralidade de receptores sísmicos 701. A pluralidade de receptores sísmicos 701 pode ser organizada em um conjunto ou com uma porção dos receptores sísmicos em um conjunto e um ou mais receptores sísmicos remotamente localizados. Os receptores sísmicos

7 01 podem ser interconectados a um dispositivo de gravação de dados 703 através de uma interconexão 702. A interconexão 702 pode ter várias formas. Por exemplo, a interconexão 702 pode ser uma ligação física entre os receptores sísmicos 701 e um dispositivo de gravação de dados 703. Em outro exemplo, a interconexão 702 pode ser uma ligação sem fio. Em um exemplo adicional, a interconexão 7 02 pode ser uma ligação virtual onde receptores sísmicos individuais são capazes de armazenar dados pertinentes a ondas sísmicas incidentes no receptor sísmico individual em meios de armazenamento (por exemplo, em um cartão de memória ou disco de armazenamento de dados). Os dados podem ser então transferidos, através de interconexão virtual 702, para o dispositivo de gravação de dados 703 por transferir os dados gravados a partir do meio de armazenamento para o dispositivo de gravação de dados

7 03. A interconexão 702 pode compreender uma ou mais dos acima (ligação física, sem fio, virtual).

O dispositivo de gravação de dados 703 pode ser operável para gravar dados (por exemplo, série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico) gerados pelos receptores sísmicos 7 01 e armazenar os mesmos em um dispositivo de armazenamento de dados 704. Os dados podem ser armazenados no dispositivo de armazenamento de dados 704 em uma variedade de modos. Por exemplo, todos os dados grados pelos receptores sísmicos 701 podem ser armazenados em um único arquivo de dados como arquivo de dados 7 05. Em outro exemplo, todos os dados gerados pelos receptores sísmicos do conjunto podem ser armazenados em um único arquivo de dados como arquivo de dados 7 05 e os dados gerados pelo receptor ou receptores sísmicos utilizados como receptores de local secundário para interferometria sísmica podem ser armazenados em um arquivo de dados separado como arquivo de dados 706. Outras configurações de armazenamento de dados, como armazenamento de dados gerados por cada receptor sísmico individual dos receptores sísmicos 701 em seu próprio arquivo de dados, podem ser utilizadas.

O dispositivo de armazenamento de dados 704 pode ser interconectado a um processador 707 capaz de executar um produto de programa de computador 7 08. 0 produto de programa de computador 7 08 pode incluir código de programa de computador armazenado, por exemplo, em um meio de armazenamento (por exemplo, memória, disco óptico, unidade rígida, disco flexível). O código de programa de computador pode ser operável para executar qualquer do processamento de dados (por exemplo, transformações, cálculos, migrações) revelado aqui. Em particular, o código de programa de computador pode habilitar o processador 707 a Ier um ou mais dos arquivos de dados 705, 706 e controlar uma função de direcionalidade de uma fonte virtual para interferometria sísmica. A modificação da função de direcionalidade pode envolver combinar pelo menos duas séries de tempo a partir dos receptores sísmicos incluídos no conjunto. O código de programa de computador pode habilitar o processador a determinar a função de direcionalidade incidente no conjunto (por exemplo, o processador pode ser operável para determinar os componentes de direcionalidade). 0 código de programa de computador pode

habilitar o processador a determinar fatores de multiplicação. 0 código de programa de computador pode habilitar o processador a aplicar os fatores de multiplicação. A aplicação de fatores de multiplicação pode ocorrer em várias etapas do processo de inspeção sísmica

como anteriormente discutido.

Embora a descrição detalhada acima descreva genericamente modalidades relacionadas a métodos e equipamentos para modificar direcionalidade de dados de interferometria sísmica com o uso de um conjunto,

modalidades descritas aqui podem ser utilizadas em outras aplicações de interferometria sísmica e em outras configurações.

Modificações adicionais e extensões nas modalidades descritas acima serão evidentes para aqueles

versados na técnica. Tais modificações e extensões pretendem estar compreendidas no escopo da presente invenção como definido pelas reivindicações que se seguem.

Claims (63)

1. Método de executar interferometria sismica para obter informações relacionadas à estrutura subsuperficial, o método compreendendo: posicionar uma pluralidade de receptores sismicos para receber ondas sísmicas, em que o posicionamento inclui dispor pelo menos uma porção da pluralidade de receptores sísmicos em um conjunto em uma área associada a um local de uma fonte virtual para interferometria sísmica; utilizar pelo menos um dos receptores sísmicos como um receptor de local secundário para interferometria sísmica; gravar uma série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto e no receptor de local secundário; e modificar uma função de direcionalidade da fonte virtual para interferometria sísmica, em que a modificação envolve combinar pelo menos duas das séries de tempo a partir dos receptores sísmicos incluídos no conjunto.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que o conjunto é um conjunto bidimensional.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a modificação da função de direcionalidade compreende: executar uma transformada de domínio espacial através dos locais do conjunto da série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto que separa as séries de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto em componentes de direcionalidade diferentes, em que cada componente de direcionalidade corresponde a um valor da função de direcionalidade.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, em que a modificação da função de direcionalidade compreende ainda: aplicar fatores de multiplicação não unitários a série de tempo de domínio transformado de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto.

5. Método, de acordo com a reivindicação 4, em que os fatores de multiplicação são números complexos.

6. Método, de acordo com a reivindicação 3, em que a transformada de domínio compreende pelo menos um entre Pilha de inclinação, uma Transformada Fourier, uma Transformada de co-seno discreto, uma Transformada de Radon, uma Transformada Gabor e uma Transformada Wigner.

7. Método, de acordo com a reivindicação 3, compreendendo ainda, antes da execução de uma transformada de domínio da série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto: converter a série de tempo em um domínio diferente.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, em que na conversão da série de tempo, o domínio diferente é o domínio de frequência.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a série de tempo de ondas sísmicas incidentes nos receptores sísmicos compreende traços de dados individuais, e em que a combinação pelo menos de duas das séries de tempo compreende: aplicar pelo menos um dos fatores de multiplicação, deslocamento de tempo, e rotação de fase nos traços de dados de pelo menos dois dos receptores individuais do conjunto.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, em que a aplicação de pelo menos um dos fatores de multiplicação, deslocamento de tempo e rotação de fase aos traços de dados é executada por unir eletronicamente os receptores no campo.

11. Método, de acordo com a reivindicação 9, compreendendo ainda antes da aplicação: converter a série de tempo em um domínio diferente.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, em que na conversão da série de tempo, o domínio diferente é o domínio de frequência.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a modificação da direcionalidade compreende ainda: subdividir a série de tempo em subconjuntos de janela de tempo e modificar a função de direcionalidade em cada subconjunto.

14. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a modificação da direcionalidade compreende ainda: aplicar fatores de multiplicação não unitários ao executar uma migração sísmica de dados interferométricos.

15. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a modificação da direcionalidade compreende ainda: executar pelo menos um entre migração, imageamento, e um processo de inversão que simula uma fonte com intensidades não uniformes de uma pluralidade de componentes de direcionalidade daquela fonte.

16. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que pelo menos um receptor sísmico utilizado como o receptor de local secundário está entre a porção da pluralidade de receptores sísmicos dispostos no conjunto.

17. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que pelo menos um receptor sísmico utilizado como o receptor de local secundário é separado da porção da pluralidade de receptores sísmicos dispostos no conjunto.

18. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que o posicionamento inclui: distribuir os receptores sísmicos incluídos no conjunto em um modo uniforme sobre a área.

19. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que o posicionamento inclui: distribuir os receptores sísmicos no conjunto em um modo não uniforme sobre a área.

20. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que no posicionamento pelo menos dois dos receptores sísmicos são posicionados em elevações diferentes.

21. Método, de acordo com a reivindicação, compreendendo ainda: ajustar uma distância medida através da área com base em um comprimento de onda de uma onda sísmica de frequência mais baixa a ser gravada.

22. Método, de acordo com a reivindicação 1, compreendendo ainda: ajustar um espaçamento entre receptores sísmicos adjacentes na área baseada em uma onda sísmica de frequência mais elevada a ser gravada.

23. Método, de acordo com a reivindicação 1, compreendendo ainda: ajustar um número de receptores sísmicos incluídos no conjunto com base em uma largura de banda entre uma onda sísmica de frequência mais baixa e mais elevada a ser gravada.

24. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que na modificação, a função de direcionalidade é modificada para obter uma função de direcionalidade uniforme.

25. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que na modificação, a função de direcionalidade é modificada para obter uma função de direcionalidade não uniforme intencional.

26. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a gravação da série de tempo é executada para múltiplos componentes de movimento terrestre e em que a modificação da função de direcionalidade inclui, para cada componente de movimento terrestre, combinar os mesmos componentes de movimento terrestre de pelo menos duas das séries de tempo a partir dos receptores sísmicos incluídos no conjunto.

27. Método de modificar uma função de direcionalidade de uma fonte virtual utilizada em interferometria sísmica, o método compreendendo: gravar dados de onda sísmica incidentes em cada receptor sísmico individual de um conjunto de receptores sísmicos, em que cada receptor do conjunto de receptores sísmicos tem um local associado no conjunto, executar uma transformada de domínio nos dados de onda sísmica gravados sobre o conjunto de locais dos receptores para separar os dados de onda sísmica gravada em diferentes componentes de transformada, em que cada componente de transformada corresponde a um tipo de onda que tem alguma direcionalidade; medir uma medição de intensidade de sinal para cada componente de transformada; e determinar fatores de multiplicação para converter a intensidade de sinal medido para cada componente de transformada em uma intensidade desejada para cada componente de transformada.

28. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que os fatores de multiplicação são números complexos.

29. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que o conjunto de receptores sísmicos é utilizado na execução de interferometria sísmica para obter informações relacionadas à estrutura subsuperficial.

30. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que o conjunto de receptores sísmicos é colocalizado em uma região com outro conjunto de receptores sísmicos utilizados na execução de interferometria sísmica para obter informações relacionadas à estrutura subsuperficial.

31. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que a determinação de fatores de multiplicação compreende: dividir a intensidade desejada para cada componente de transformada individual pela intensidade de sinal medido para cada componente de transformada individual.

32. Método, de acordo com a reivindicação 31, em que a determinação de fatores de multiplicação inclui ainda: aumentar uma intensidade de sinal medido abaixo de um limite predeterminado para um valor que excede o limite predeterminado antes da divisão.

33. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que a transformada de domínio compreende pelo menos um entre uma Pilha de inclinação, uma Transformada Fourier, uma Transformada de co-seno discreto, uma transformada Radon, uma Transformada Gabor e uma Transformada Wigner.

34. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que a transformada de domínio é executada com um afilamento de borda ou outra ponderação irregular através do conjunto.

35. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que os dados de onda sísmica estão em um entre um domínio de tempo ou um domínio derivativo do domínio de tempo.

36. Método, de acordo com a reivindicação 35, em que fatores de multiplicação separados são determinados para cada valor no domínio derivativo do domínio de tempo.

37. Método, de acordo com a reivindicação 36, em que o domínio derivativo do domínio de tempo é o domínio de frequência e em que fatores de multiplicação separados são determinados para cada valor de frequência no domínio de frequência.

38. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que a transformada de domínio é executada sobre os subconjuntos de janela de tempo de uma série de tempo completa a partir dos receptores e diferentes fatores de multiplicação são determinados para cada janela de tempo.

39. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que cada componente de transformada corresponde a um componente de direcionalidade e em que a medição de intensidade de sinal para cada componente de direcionalidade compreende uma única medição para cada componente de direcionalidade.

40. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que cada componente de transformada corresponde a um componente de direcionalidade e em que a medição de intensidade de sinal para cada componente de direcionalidade compreende uma pluralidade de medições para cada componente de direcionalidade.

41. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que um domínio no qual os dados de onda sísmica são gravados compreende um domínio de espaço e em que um domínio no qual os dados de onda sísmica gravados são transformados compreende um domínio de transformada, e em que o método compreende ainda: transformar os fatores de multiplicação a partir do domínio de transformada para o domínio de espaço pelo que os fatores de multiplicação compreendem operações matemáticas para executar nos receptores individuais de um conjunto de receptores sísmicos.

42. Método, de acordo com a reivindicação 41, em que as operações matemáticas compreendem pelo menos um de fatores de multiplicação, deslocamentos de tempo de uma série de tempo e deslocamentos de fase no domínio de frequência.

43. Método, de acordo com a reivindicação 27, em que a gravação dos dados de onda sísmica é executado para múltiplos componentes de movimento terrestre, em que a execução de uma transformada de domínio é executada separadamente para cada um dos múltiplos componentes de movimento terrestre, e em que a determinação dos fatores de multiplicação é executada para cada um dos múltiplos componentes de movimento terrestre.

44. Sistema interferométrico sísmico operável para obter informações relacionadas à estrutura subsuperficial, o sistema compreendendo: uma pluralidade de receptores sísmicos posicionáveis para receber ondas sísmicas, em que pelo menos uma porção da pluralidade de receptores sísmicos é disposta em um conjunto em uma área associada a um local de uma fonte virtual para interferometria sísmica, e em que pelo menos um dos receptores sísmicos é utilizado como um receptor de local secundário para interferometria sísmica; pelo menos um dispositivo de gravação operável para gravar uma série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto e no receptor de local secundário; e um processador operável para modificar uma função de direcionalidade da fonte virtual para interferometria sísmica, em que a modificação envolve combinar pelo menos duas da série de tempo dos receptores sísmicos incluídos no conj unto.

45. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que os receptores sísmicos incluídos no conjunto são distribuídos em um modo uniforme através da área.

46. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que os receptores sísmicos incluídos no conjunto são distribuídos em um modo não uniforme através da área.

47. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que uma distância medida através da área se baseia em um comprimento de onda de uma onda sísmica de frequência mais baixa a ser gravada.

48. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que um espaçamento entre receptores sísmicos adjacentes na área se baseia em uma onda sísmica de frequência mais elevada a ser gravada.

49. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que um número de receptores sísmicos incluído no conjunto se baseia em uma largura de banda entre uma onda sísmica de frequência mais baixa e frequência mais elevada a ser gravada.

50. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que pelo menos dois dos receptores sísmicos são posicionados em elevações diferentes.

51. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que o processador é adicionalmente operável para executar uma transformada de domínio espacial sobre os locais de conjunto da série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto.

52. Sistema, de acordo com a reivindicação 51, em que o processador é adicionalmente operável para aplicar fatores de multiplicação não unitários na série de tempo de domínio transformado de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto.

53. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que a série de tempo de ondas sísmicas incidente nos receptores sísmicos compreende traços de dados individuais, e em que o processador é adicionalmente operável para aplicar pelo menos um dos fatores de multiplicação, deslocamento de tempo, e rotação de fase aos traços de dados a partir de pelo menos dois dos receptores individuais do conjunto.

54. Sistema, de acordo com a reivindicação 44, em que o processador é adicionalmente operável para executar uma transformada de dominio nos dados de onda sísmica gravados sobre os locais de conjunto dos receptores para separar os dados de onda sísmica gravados em diferentes componentes de transformada, em que cada componente de transformada corresponde a um tipo de onda que tem alguma direcionalidade, medir uma medição de intensidade de sinal para cada componente de transformada, e determinar fatores de multiplicação para converter a intensidade de sinal medido para cada componente de transformada em uma intensidade desejada para cada componente de transformada.

55. Produto de programa de computador, compreendendo: um meio utilizável por computador tendo código de programa de computador incorporado no mesmo, o código de programa de computador incluindo: código de programa legível por computador que habilita um processador a Ier um arquivo de dados incluindo uma série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico de um conjunto de receptores sísmicos, o conjunto sendo associado a um local de uma fonte virtual para interferometria sísmica; código de programa legível por computador que habilita um processador a Ier um arquivo de dados incluindo uma série de tempo de ondas sísmicas incidentes em um receptor de local secundário para interferometria sísmica; e código de programa legível por computador que habilita um processador a modificar uma função de direcionalidade da fonte virtual para interferometria sísmica, em que a modificação envolve combinar pelo menos dois das séries de tempo a partir dos receptores sísmicos incluídos no conjunto.

56. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 55, em que o arquivo de dados que inclui a série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico de um conjunto e o arquivo dedados que inclui a série de tempo de ondas sísmicas incidentes no receptor de local secundário compreendem o mesmo arquivo de dados.

57. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 55, em que o arquivo de dados que inclui a série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico de um conjunto e o arquivo de dados que inclui a série de tempo de ondas sísmicas incidentes no receptor de local secundário compreendem arquivos de dados separados.

58. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 55, compreendendo ainda: código de programa legível por computador que habilita o processador a executar uma transformada de domínio espacial sobre os locais de conjunto da série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto que separa a série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto em diferentes componentes de direcionalidade, em que cada componente de direcionalidade corresponde a um valor da função de direcionalidade.

59. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 58, compreendendo ainda: código de programa legível por computador que habilita o processador a aplicar fatores de multiplicação não unitários a série de tempo de domínio transformado de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto.

60. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 59, compreendendo ainda: código de programa legível por computador que habilita o processador a aplicar fatores de multiplicação não unitários por executar pelo menos um entre migração, imageamento e um processo de inversão que simula uma fonte com intensidades não uniformes de uma pluralidade de componentes de direcionalidade daquela fonte.

61. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 55, em que a série de tempo de ondas sísmicas incidentes nos receptores sísmicos compreende traços de dados individuais, e em que o produto de programa de computador compreende ainda: código de programa legível por computador que habilita o processador a aplicar pelo menos um entre fatores de multiplicação, deslocamento de tempo e rotação de fase aos traços de dados a partir de pelo menos dois dos receptores individuais do conjunto.

62. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 55, em que a série de tempo de ondas sísmicas incidentes em cada receptor sísmico do conjunto compreende dados de ondas sísmicas, e em que o produto de programa de computador compreende ainda: código de programa legível por computador que habilita o processador a executar uma transformada de domínio nos dados de ondas sísmicas gravadas sobre os locais de conjunto dos receptores para separar os dados de ondas sísmicas gravados em diferentes componentes de transformada, em que cada componente de transformada corresponde a um tipo de onda que tem alguma direcionalidade; código de programa legivel por computador que habilita o processador a medir uma medição de intensidade de sinal para cada componente de transformada; e código de programa legivel por computador que habilita o processador a determinar fatores de multiplicação para converter a intensidade de sinal medido para cada componente de transformada em uma intensidade desejada para cada componente de transformada.

63. Produto de programa de computador, de acordo com a reivindicação 62, compreendendo adicionalmente: código de programa legivel por computador que habilita o processador a dividir a intensidade desejada para cada componente de transformada individual pela intensidade de sinal medido para cada componente de transformada individual.