BRPI0902020A2 - método para atenuação de reflexões múltiplas em dados sìsmicos - Google Patents

Abstract

MéTODO PARA ATENUAçãO DE REFLEXõES MúLTIPLAS EM DADOS SìSMICOS. A presente invenção refere-se a um método para atenuar reflexões múltiplas em sinais sísmicos que inclui filtrar com coerência os sinais sísmicos. Os sinais sísmicos são sinais sísmicos filtrados com passa baixa e filtrados com passa alta em uma frequência selecionada de tal maneira que substancialmente Só existem reflexões múltiplas nos sinais sísmicos acima da frequência. Uma máscara é gerada tendo valor de unidade onde a amplitude de sinal filtrado com passa alta excede um limiar selecionado. A máscara tem valor de unidade zero para todos os outros sinais filtrados, O valor de máscara é multiplicado pelos sinais filtrados com passa baixa. Os sinais multiplicados são adicionados aos sinais filtrados com passa alta e um filtro de coerência é aplicado para remover energia primária remanescente para gerar um modelo das reflexões múltiplas. O modelo de reflexões múltiplas é subtraído dos sinais sísmícos filtrados com coerência.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODOPARA ATENUAÇÃO DE REFLEXÕES MÚLTIPLAS EM DADOS SÍSMICOS".

REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

Não aplicável.

DECLARAÇÃO COM RELAÇÃO A PESQUISA OU DESENVOLVIMENTO AFIANÇADO FEDERALMENTE

Não aplicável.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

Campo da Invenção

A presente invenção refere-se de uma maneira geral ao campode exploração sísmica. Mais especificamente, a presente invenção refere-sea métodos para processar dados sísmicos para atenuar os efeitos de refle-xões múltiplas.

Antecedentes da Técnica

Em exploração sísmica, dados sísmicos são obtidos ao transmi-tir energia acústica para dentro do solo perto da sua superfície, e detectarenergia acústica que é refletida pelos limites entre diferentes camadas deformações de solo abaixo da superfície. Energia acústica é refletida quandoexiste uma diferença na impedância acústica entre camadas adjacentes aum limite. Sinais representando a energia acústica detectada são interpreta-dos para deduzir estruturas e composições das estruturas de solo abaixo dasuperfície.

Na exploração sísmica marítima uma fonte de energia sísmica,tal como um canhão a ar, ou grupo de canhões a ar, é tipicamente usadapara transmitir a energia acústica para dentro do solo. O canhão a ar ou gru-po é tipicamente acionado em uma profundidade selecionada na água en-quanto o canhão a ar ou o grupo é rebocado por um navio. O mesmo navioou um navio diferente reboca um ou mais cabos de sensores sísmicos, cha-mados de "cabos sismográficos", na água. De uma maneira geral, o cabosismográfico se estende atrás do navio ao longo da direção na qual o cabosismográfico é rebocado. Tipicamente, um cabo sismográfico inclui uma plu-ralidade de hidrofones dispostos no cabo em posições conhecidas espaça-das lado a lado ao longo do cabo. Hidrofones, como é conhecido na técnica,são sensores que geram um sinal ótico ou elétrico correspondendo à pres-são da água ou ao gradiente de tempo da pressão na água. O navio quereboca o um ou mais cabos sismográficos tipicamente inclui equipamento degravação para efetuar uma gravação, indexada com relação ao tempo, dossinais gerados pelos hidrofones em resposta à energia acústica detectada. Agravação de sinais é processada, tal como explicado anteriormente, paradeduzir estruturas e composições das formações de solo abaixo das locali-zações nas quais o levantamento sísmico é executado.

Dados sísmicos marítimos freqüentemente incluem dois artefa-tos particulares que exigem técnicas a considerar a fim de deduzir mais exa-tamente a estrutura e composição das formações de solo abaixo da superfí-cie. Estes dois artefatos, conhecidos como efeito fantasma e reflexões múlti-pias de camada de água, aparecem porque a água tem uma impedanciaacústica substancialmente diferente da impedancia acústica do ar acima dasuperfície da água, e porque a água tipicamente tem uma impedancia acús-tica substancialmente diferente da impedancia acústica das formações desolo no fundo da água (ou fundo do mar).

Efeito fantasma e reflexões múltiplas de camada de água podemser entendidos como se segue. Quando o canhão a ar ou grupo de canhõesa ar é acionado, a energia acústica irradia de uma maneira geral para baixoonde ela atravessa o fundo do mar e para dentro das formações de solo a-baixo da superfície. Parte da energia acústica é refletida nos limites de im-pedância acústica abaixo da superfície entre camadas das formações desolo, tal como explicado anteriormente. A energia acústica refletida se deslo-ca de uma maneira geral para cima, e é detectada no final pelos sensoressísmicos (hidrofones) no um ou mais cabos sismográficos. Depois de a e-nergia refletida alcançar os cabos sismográficos, entretanto, ela continua ase deslocar para cima até alcançar a superfície da água. A superfície da á-gua tem refletividade quase completa (coeficiente de reflexão igual à unida-de) com relação à energia acústica se deslocando para cima. Portanto, qua-se toda a energia acústica se deslocando para cima refletirá na superfície daágua, e se deslocará para baixo mais uma vez. A energia acústica refletidapela superfície da água também será mudada em fase em cerca de 180graus a partir da energia acústica incidente se deslocando para cima. A e-nergia acústica se deslocando para baixo refletida pela superfície é comu-mente conhecida como um sinal "fantasma". O sinal fantasma causa um "en-talhe" distinto, ou atenuação da energia dentro de uma freqüência limitadana energia acústica detectada pelos hidrofones. A freqüência do entalhe nosinal acústico detectado está relacionada à profundidade selecionada naqual o cabo sismográfico é disposto, como é bem conhecido na técnica.

A energia acústica se deslocando para baixo refletida pela su-perfície da água, assim como a energia acústica emanando diretamente dafonte de energia sísmica, pode refletir no fundo da água e se deslocar paracima, onde ela é detectada pelos hidrofones. Esta mesma energia acústicase deslocando para cima também refletirá na superfície da água, se deslo-cando mais uma vez para baixo. A energia acústica pode refletir assim tantona superfície da água quanto no fundo da água diversas vezes antes de seratenuada, resultando em assim nas chamadas reverberações de camada deágua. Tais reverberações podem ter amplitude substancial dentro da energiaacústica total detectada, mascarando a energia acústica que é refletida peloslimites de camada abaixo da superfície, e assim tornando mais difícil deduzirestruturas e composições abaixo da superfície a partir dos dados sísmicos.

Existem diversas técnicas de "eliminar efeito fantasma" e atenu-ação de efeito de água de camada. Uma técnica como esta está descrita napatente U.S. n° 4.486.865 emitida para Ruehle. Pares de detectores, cadaum compreendendo um geofone e um hidrofone. Um filtro é aplicado à saídade pelo menos um de o geofone ou hidrofone em cada par de maneira que oconteúdo de freqüência do sinal filtrado é ajustado. O ajuste para o conteúdode freqüência é de tal maneira que quando o sinal filtrado é combinado como sinal do outro sensor, as reflexões fantasmas se cancelam.

A patente U.S. n° 5.621.700 emitida para Moldovenu tambémrevela usar pelo menos um par de sensores em um método para atenuarfantasmas e reverberações de camada de água.

A patente U.S. n° 4.935.903 emitida para Sanders e outros reve-la um método para reduzir os efeitos de reverberações de camada de águaque inclui medir pressão em profundidades espaçadas lado a lado vertical-mente, ou ao medir pressão e movimento de partícula usando pares de sen-sores. O método inclui aprimorar dados de reflexão primária para uso emprocessamento pré-pilha ao adicionar dados de fantasma.

A patente U.S. n° 4.979.150 revela um método para exploraçãosísmica marítima no qual saídas de hidrofones e geofones colocados subs-tancialmente juntos são submetidas a um fator de escala. Os hidrofones egeofones colocados juntos podem ser posicionados no fundo do mar ou a-cima do fundo do mar.

A maioria dos corpos abaixo da superfície da água é impraticá-vel de avaliar usando cabos de fundo da água e, adicionalmente, técnicaspráticas de aquisição sísmica marítima até esta data fazem uso de sensoresde hidrofone. Ainda adicionalmente, existem grandes volumes de tais dadossísmicos marítimos de hidrofone que podem se beneficiar de técnicas aper-feiçoadas para separar reflexões múltiplas. Desta maneira, continua a existiruma necessidade de técnicas para atenuar os efeitos de reflexões múltiplasde camada de água em dados sísmicos.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Um método para atenuar reflexões múltiplas em sinais sísmicosde acordo com um aspecto da invenção inclui filtrar com coerência os sinaissísmicos. Os sinais sísmicos são sinais sísmicos filtrados com passa baixa efiltrados com passa alta em uma freqüência selecionada de tal maneira quesubstancialmente só existem reflexões múltiplas nos sinais sísmicos acimada freqüência. Uma máscara é gerada tendo valor de unidade onde a ampli-tude de sinal filtrado com passa alta excede um limiar selecionado. A másca-ra tem valor de unidade para todos os outros sinais filtrados. O valor demáscara é multiplicado pelos sinais filtrados com passa baixa. Os sinais mul-tiplicados são adicionados aos sinais filtrados com passa alta para gerar ummodelo das reflexões múltiplas. O modelo de reflexões múltiplas é subtraídodos sinais sísmicos filtrados com coerência.

Um outro aspecto da invenção é um programa de computadorarmazenado em uma mídia legível por computador. O programa inclui lógicaoperável para fazer com que um computador programável execute certosprocedimentos incluindo filtrar com passa baixa e filtrar com passa alta sinaissísmicos em uma freqüência selecionada. A freqüência é selecionada de talmaneira que substancialmente só existem reflexões múltiplas nos sinaissísmicos acima da freqüência. Uma máscara é gerada tendo valor de unida-de onde a amplitude de sinal filtrado com passa alta excede um limiar sele-cionado. A máscara tem valor de unidade para todos os outros sinais filtra-dos. O valor de máscara é multiplicado pelos sinais filtrados com passa bai-xa. Os sinais multiplicados são adicionados aos sinais filtrados com passaalta para gerar um modelo das reflexões múltiplas. O modelo de reflexõesmúltiplas é subtraído dos sinais sísmicos filtrados com coerência.

Outros aspectos e vantagens da invenção estarão aparentes apartir da descrição a seguir e das reivindicações anexas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A figura 1 mostra um exemplo de aquisição de dados sísmicosmarítimos incluindo reverberações de camada de água.

A figura 2 é um fluxograma de uma implementação de exemplode um método de acordo com a invenção.

A figura 3 mostra um computador programável de uso geral commídias de armazenamento legíveis.

DESCRIÇÃO DETALHADA

Um exemplo de aquisição de dados sísmicos marítimos que po-de ser usado com a invenção está mostrado esquematicamente na figura 1.Um navio de levantamento sísmico 10 se desloca ao longo da superfície 18Ade um corpo de água 18 tal como um lago ou oceano. O navio de levanta-mento 10 inclui o equipamento mostrado em 12 e referido coletivamente co-mo um "sistema de gravação" que inclui dispositivos (não mostrados sepa-radamente) para acionar uma fonte de energia sísmica 14 em tempos sele-cionados, para determinar posição geodésica do navio 10, da fonte 14 e decada um de uma pluralidade de sensores sísmicos 16 a qualquer hora, epara gravar sinais gerados pelos sensores sísmicos 16. Os vários dispositi-vos que podem ser incluídos no sistema de gravação 12 são bem conheci-dos na técnica e não necessitam ser descritos em qualquer detalhe.

Os sensores sísmicos 16 tipicamente são hidrofones ou outrosensor responsivo à pressão ou gradiente de pressão. Outros tipos de sen-sores sísmicos podem ser usados em outros exemplos, tais como sensoresresponsivos a movimento de partícula. Os sensores sísmicos 16 são dispos-tos em localizações espaçadas lado a lado ao longo de cabos referidos co-mo cabos sismográficos. O exemplo na figura 1 mostra somente 1 cabo sis-mográfico para clareza da ilustração, mas o número de cabos sismográficos,o número de sensores nos cabos sismográficos e se um ou mais cabos sis-mográficos são rebocados pelo navio de levantamento 10 ou por um naviodiferente não são limites no escopo da presente invenção.

A fonte de energia sísmica 14 e os sensores sísmicos 16 sãorebocados em uma profundidade selecionada abaixo da superfície 18A daágua 18. Durante a aquisição de dados sísmicos, a fonte 14, a qual pode serum canhão a ar ou grupo de tais canhões, por exemplo, é acionada em tem-pos selecionados e os sinais produzidos pelos sensores sísmicos 16 emresposta à energia sísmica emitida pela fonte 14 são gravados por dispositi-vos adequados no sistema de gravação 12. As gravações de sinal tipica-mente são indexadas com relação ao(s) tempo(s) de acionamento da fontede energia sísmica 14. Uma gravação de sinal separada pode ser feita paracada sensor sísmico 16, ou grupos selecionados dos sensores sísmicos 16podem estar em comunicação de sinal de maneira que uma gravação cor-respondente é feita do sinal gerado por todos os sensores em um grupo co-mo este. Tipicamente existirão vários milhares de gravações de sinal indivi-duais, referidas como "canais" correspondendo aos sinais detectados emcada um de uma pluralidade de grupos de sensores sísmicos espaçadoslado a lado.

Em geral, a energia sísmica se desloca para fora da fonte 14mediante acionamento da mesma, e se desloca para baixo, mostrado em 22,através da água 18 até que ela alcança a fundo da água 18B. A energiasísmica continua para baixo através do subsolo até que ela alcança um oumais limites de impedância acústica de subsolo 20. A energia pode ser refle-tida em tais limites e se deslocar para cima, mostrado em 24, onde ela al-cança os sensores sísmicos 16 e é detectada. A energia sísmica continua ase deslocar para cima até alcançar a superfície da água 18A. A energia sís-mica é então refletida pela superfície da água 18A e se desloca para baixode novo, em 26, onde ela pode ser detectada pelos sensores sísmicos 16 econtinuar a se deslocar para baixo. A energia sísmica se deslocando parabaixo, se refletida pela superfície da água 18A ou se deslocando diretamenteda fonte 14, também pode ser refletida pelo fundo da água 18B. Reflexãoentre a superfície da água 18A e fundo da água 18B pode continuar por di-versos ciclos, criando artefatos nos sinais sísmicos detectados pelos senso-res 16 chamados de "reverberações de camada de água" ou "múltiplas decamada de água". O método da invenção é pretendido para reduzir os efei-tos de tais "múltiplas de camada de água" nos sinais sísmicos.

O método desta invenção conta com a largura de banda de "re-flexões primárias", isto é, energia sísmica refletida uma vez em limites nosubsolo, por exemplo, tal como mostrado em 24 na figura 1, sendo limitada afreqüências inferiores (por exemplo, menores que cerca de 40 Hz), embora alargura de banda de reflexões múltiplas seja mais ampla.

Referindo-se à figura 2, em 31, um primeiro elemento de proces-so em um método de acordo com a invenção é para classificar os sinaissísmicos tal como gravados originalmente em coletas de atributos de traçoscomuns. Um "traço" tal como usado em conexão com processamento desinal sísmico significa uma gravação, tipicamente com relação ao tempo degravação de amplitude de um sinal sísmico detectado por um receptor sís-mico particular (ou conjunto de tais receptores) em um grupo de tais recepto-res. O atributo deve ser selecionado de tal maneira que filtragem com coe-rência pode ser aplicada aos traços coletados para aprimorar sinais sísmicosde interesse e reduzir o efeito de ruído aleatório. Um exemplo de uma coletade atributo comum são coletas de afastamento de fonte para receptor co-mum. Outros exemplos incluem coletas de ponto médio comum e coletas deponto de tiro comum.

Tal como explicado anteriormente, as gravações de sinal inclu-em tipicamente uma gravação de sinal para cada um da pluralidade de sen-sores sísmicos individuais ou grupos de tais sensores feita na hora em que afonte é acionada. Tais coletas de afastamento comum são coleções das gra-vações de sinal sísmico em que, na hora da gravação dos sinais sísmicos,cada gravação de sinal individual selecionada representa uma mesma dis-tância ao longo da superfície da água (18A na figura 1) entre a posição defonte e a posição de sensor sísmico. Reflexões primárias e reflexões múlti-plas aparecerão como eventos coerentes em tais coletas de afastamentocomum, isto é, eventos de alta amplitude evidentes nos sinais exibirão algumtipo de uma relação entre tempo dos eventos de alta amplitude e a geome-tria de aquisição (afastamento).

Em 32, um processo chamado de filtragem com coerência, umexemplo do qual pode ser deconvolução FX, é executado nas coletas deafastamento comum para atenuar ruído aleatório, isto é, para atenuar even-tos nos sinais que não pareçam ter qualquer relação com a geometria deaquisição. Na deconvolução FX, janelas espaciais (por exemplo, 10 sinais ou"traços" de sensor individual) e janelas de tempo (por exemplo, 20 milisse-gundos) de sinais de entrada são transformadas de Fourier para o domíniode freqüência e posição (F-X). Operadores de deconvolução são projetadosna dimensão de posição (X) para predizer partes coerentes do sinal. Subtrairas partes coerentes deixará partes incoerentes (ruído aleatório) que podementão ser transformadas inversas e subtraídas do sinal original. Janelas se-guintes são então processadas de forma similar. Preferivelmente, existe al-guma sobreposição de tempo e/ou espaço entre janelas. O resultado da fil-tragem com coerência será usado mais tarde no processo, tal como explica-do a seguir.

Em 33, um filtro passa baixa é aplicado às gravações de sinalsísmico. A freqüência de corte do filtro passa baixa é selecionada para serigual à freqüência mais alta esperada para estar contida nas reflexões prima-rias. Os sinais produzidos pelo filtro passa baixa contêm as reflexões primá-rias (por exemplo, 24 na figura 1) essencialmente na sua totalidade e a partede baixa freqüência das reflexões múltiplas (por exemplo, 26 na figura 1). Ossinais filtrados com passa baixa podem ser designados por Mbaixa- O filtropassa baixa pode ser definido como tendo uma banda de passagem de 0 -30 Hz, o aumento de atenuação começando em 30 Hz e freqüências de 40Hz e acima são fortemente atenuadas. Característica de filtro similar podeser selecionada para outras freqüências de corte para o filtro passa baixa,dependendo do conteúdo de freqüência dos dados sísmicos específicos.

Em 34, um filtro passa alta é aplicado às gravações de sinal (em32). A saída da filtragem com passa alta das gravações de sinal substanci-almente não contém reflexões primárias, mas conterá a parte de alta fre-qüência das reflexões múltiplas. As gravações filtradas com passa alta po-dem ser designadas por Maita- O filtro passa alta pode ser definido tal comopara atenuar fortemente freqüências entre 0 e 30 Hz, aumento de atenuaçãocomeçando em 40 Hz, e passando livremente freqüências de 40 Hz e maio-res. As zonas de transição (aumento de atenuação) do filtro passa baixa edo filtro passa alta, usados em 33 e 34, respectivamente, devem ser selecio-nadas de tal maneira que quando seus espectros de amplitude são soma-dos, o espectro de amplitude resultante é igual à unidade para todas as fre-qüências. Os dois filtros também devem ser filtros de fase zero a fim de nãomudar a fase dos seus respectivos sinais de entrada.

Em 37, as magnitudes (valores absolutos) das amostras de traçodepois da filtragem com passa alta precedente são comparadas a um valorlimiar designado como limiar 1. Se a magnitude de um traço de amostra formaior do que o limiar 1, uma amostra de saída de traço correspondente éajustada igual à unidade. Se a magnitude de traço for igual ou menor do queo limiar 1, a amostra de saída de traço correspondente é ajustada igual àzero. O procedimento exposto anteriormente gera um mapa (ou "máscara")cujos valores de amostra são unidade, indicando uma amostra de uma pe-quena onda múltipla, ou zero, indicando uma amostra de uma pequena ondade reflexão primária ou uma amostra indicando a ausência de uma pequenaonda de reflexões múltiplas. Por causa de os valores de amostra contidosnos traços de uma coleta de atributo de traço comum poderem ser muitodiferentes de um levantamento sísmico para um outro, o valor numérico dolimiar 1 pode ser calculado, por exemplo, como um valor médio absoluto detodas as amostras de traço em cada coleta de traço. Em exemplos práticos ovalor do limiar 1 pode ser selecionado por meio de um processo interpretati-vo. Por exemplo, as amplitudes médias [valores médios absolutos] dos valo-res de dados em uma janela de tempo contendo reflexões exatamente antesde quando quaisquer reflexões múltiplas podem chegar, isto é, exatamenteantes de duas vezes o tempo de reflexão de fundo de oceano, como o valorinicial, e os resultados do processo precedente podem ser examinados emuma única coleta de afastamento comum. O exposto anteriormente pode serrepetido usando valores menores e maiores de forma incrementai para olimiar 1. Exame visual pode resultar na seleção de um valor do limiar 1 quepareça ideal para processar o conjunto total de dados. Se o limiar 1 for muitoalto, o mapa de amplitudes consiste somente em zeros, e todos os dados debaixa freqüência são eliminados do modelo. Se o limiar 1 for ajustado muitobaixo, o mapa de amplitudes consiste todo de uns, e todos os dados de bai-xa freqüência são contidos nos dados de modelo que são subtraídos adapta-tivamente (explicado a seguir) dos dados originais, atenuando ou eliminandoassim as reflexões primárias da saída de processo.

Em 38, o mapa é multiplicado, amostra por amostra, pela saídados sinais filtrados com passa baixa, proveniente de 33. O resultado deveeliminar essencialmente amostras representando pequenas ondas de refle-xão primária, e deixando somente a parte de baixa freqüência das reflexõesmúltiplas, Mbaixa- Deve-se notar que se uma reflexão múltipla for coincidentecom uma reflexão primária, a pequena onda sísmica resultante será igual àsoma dessas duas pequenas ondas. Assim a saída de 38 pode ser designa-da COmO Mbaixa + Psobreposições-

Em 39, a saída da multiplicação de 38 é somada com a saída dafiltragem com passa alta, proveniente de 32, resultando em reflexões múlti-plas de largura de banda total, Mbaixa + Maita (mais quaisquer Psobreposições)- Asamplitudes das pequenas ondas P sobreposicoes podem ser substancialmentereduzidas, tal como mostrado em 40, por meio de filtragem com coerência.Um exemplo de filtragem com coerência que pode ser usado é deconvolu-ção FX. Assumindo que as amplitudes Psobreposições são fragmentadas pelamáscara aplicada anteriormente, então as amplitudes Psobreposições devemparecer ser aleatórias com relação ao filtro de coerência (por exemplo, de-convolução FX) dentro da faixa de freqüências em que as amplitudes de re-flexão primária existem. Qualquer energia de reflexão primária, portanto, se-rá atenuada, preservando-a assim no processo de subtração adaptativadescrito a seguir.

Em 41, o processo inclui aplicar uma rampa de amplitude a cadatraço de maneira que não existirá subtração adaptativa (explicada a seguir)executada de vez em quando onde não podem existir reflexões múltiplas(isto é, nos valores de tempo menores do que duas vezes o tempo de refle-xão de fundo de água). O valor dessa rampa pode ser zero do tempo igual azero (tempo de acionamento de fonte) a t = duas vezes o tempo de reflexãode fundo de água menos um tempo de retardo pré-selecionado. O valor derampa pode aumentar linearmente para um valor de 1,0 em um tempo deduas vezes o tempo de reflexão de fundo de água. O valor de rampa podepermanecer igual a 1,0 para o final de cada traço. A rampa é multiplicada,amostra por amostra, pelo valor de amplitude de traço de entrada. A saídada aplicação de rampa executada em 41 é uma coleta de traço representan-do um modelo das pequenas ondas de reflexões múltiplas contidas na coletade traço original.

Em 42, o modelo precedente das reflexões múltiplas provenientede 41 é subtraído adaptativamente da saída da deconvolução FX (filtragemcom coerência) executada em 32. A saída da subtração adaptativa pode serprocessada por um filtro de coerência, em 43, por exemplo, deconvoluçãoFX. A saída de tal filtragem é adicionada, em 45, a uma fração selecionada(escala) da entrada para a filtragem com coerência em 43. A "escala" é usa-da somente para limitar onde a deconvolução FX é aplicada, porque em al-guns casos pode não ser desejável aplicar a deconvolução FX a dados decurto tempo (superficiais). A saída do processo, em 45, são traços que têmreflexões múltiplas substancialmente, atenuadas

Em um outro aspecto, a invenção refere-se a programas decomputador armazenados em uma mídia legível por computador. Referindo-se à figura 3, o processo precedente tal como explicado com relação à figurapode ser incorporado em código legível por computador armazenado emuma mídia legível por computador, tal como o disco flexível 64, o CD-ROM60 ou a unidade de disco rígido magnético 66 formando parte de um compu-tador programável de uso geral 50. O computador 50, tal como conhecido natécnica, pode incluir uma unidade central de processamento 60, um disposi-tivo de entrada de usuário tal como um teclado 68 e um mostrador de usuá-rio 52 tal como um mostrador de tela plana LCD ou mostrador de tubo deraios catódicos. O computador pode incluir dispositivos adequados para in-terrogar o disco flexível e o CD-ROM, tal como mostrado respectivamenteem 58 e 56. De acordo com este aspecto da invenção, a mídia legível porcomputador inclui lógica operável para fazer com que o computador 50 exe-cute procedimentos tal como exposto anteriormente e explicado com relaçãoà figura 2.

A invenção pode fornecer capacidade melhorada para separarreflexões múltiplas de reflexões primárias em dados sísmicos marítimos.

Embora a invenção tenha sido descrita com relação a um núme-ro limitado de modalidades, os versados na técnica, tendo o benefício destarevelação, perceberão que outras modalidades podem ser imaginadas quenão fogem do escopo da invenção tal como revelado neste documento. Des-ta maneira, o escopo da invenção deve ser limitado somente pelas reivindi-cações anexas.

Claims (18)

1. Método para separar reflexões múltiplas de sinais sísmicosmarítimos, compreendendo:filtrar com coerência os sinais sísmicos;.filtrar com passa baixa os sinais sísmicos em uma freqüênciaselecionada;filtrar com passa alta os sinais sísmicos na freqüência selecio-nada, a freqüência selecionada de tal maneira que substancialmente só exis-tem reflexões múltiplas nos sinais sísmicos acima da freqüência;gerar uma máscara tendo valor de unidade onde a amplitude desinal filtrado com passa alta excede um limiar selecionado, a máscara tendovalor de unidade para todos os outros sinais filtrados;multiplicar o valor de máscara pelos sinais filtrados com passabaixa;adicionar os sinais multiplicados aos sinais filtrados com passaalta para gerar um modelo das reflexões múltiplas;subtrair o modelo de reflexões múltiplas dos sinais sísmicos fil-trados com coerência; epelo menos um de armazenar e exibir um resultado da subtração.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, compreendendo a-dicionalmente classificar os sinais sísmicos em coletas de atributo de traçocomum antes da filtragem com coerência, filtragem com passa baixa e filtra-gem com passa alta.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a filtragemcom coerência compreende deconvolução FX.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, compreendendo a-dicionalmente filtrar com coerência um resultado da subtração.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, em que a filtragemcom coerência do resultado de subtração compreende deconvolução FX.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a subtraçãocompreende subtração adaptativa.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a freqüênciaé em torno de 40 Hz.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, em que um espectrode amplitude combinado de uma parte de aumento de atenuação da filtra-gem com passa baixa e uma parte de aumento de atenuação do filtro passaalta é substancialmente unitário.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a filtragemcom passa baixa e a filtragem com passa alta são substancialmente de fasezero.

10. Programa de computador armazenado em uma mídia legívelpor computador, o programa tendo lógica operável para fazer com que umcomputador programável execute procedimentos, compreendendo:filtrar com coerência os sinais sísmicos;filtrar com passa baixa os sinais sísmicos em uma freqüênciaselecionada;filtrar com passa alta os sinais sísmicos na freqüência selecio-nada, a freqüência selecionada de tal maneira que substancialmente só exis-tem reflexões múltiplas nos sinais sísmicos acima da freqüência;gerar uma máscara tendo valor de unidade onde a amplitude desinal filtrado com passa alta excede um limiar selecionado, a máscara tendovalor de unidade para todos os outros sinais filtrados;multiplicar o valor de máscara pelos sinais filtrados com passabaixa;adicionar os sinais multiplicados aos sinais filtrados com passa alta para gerar um modelo das reflexões múltiplas;subtrair o modelo de reflexões múltiplas dos sinais sísmicos fil-trados com coerência; epelo menos um de armazenar e exibir um resultado da subtração.

11. Método como definido na reivindicação 10, compreendendoadicionalmente classificar os sinais sísmicos em coletas de atributo de traçocomum antes da filtragem com coerência, filtragem com passa baixa e filtra-gem com passa alta.

12. Método como definido na reivindicação 10, em que a filtra-gem com coerência compreende deconvoluçao FX.

13. Método como definido na reivindicação 10, compreendendoadicionalmente filtrar com coerência um resultado da subtração.

14. Método como definido na reivindicação 13, em que a filtra-gem com coerência do resultado de subtração compreende deconvoluçao FX.

15. Método como definido na reivindicação 10, em que a subtra-ção compreende subtração adaptativa.

16. Método como definido na reivindicação 10, em que a fre-qüência é em torno de 40 Hz.

17. Método como definido na reivindicação 10, em que um es-pectro de amplitude combinado de uma parte de aumento de atenuação dafiltragem com passa baixa e uma parte de aumento de atenuação do filtropassa alta é substancialmente unitário.

18. Método como definido na reivindicação 10, em que a filtra-gem com passa baixa e a filtragem com passa alta são substancialmente defase zero.