BRPI0902020B1

BRPI0902020B1 - Método para separar reflexões múltiplas de sinais sísmicos marítimos e meio legível por máquina

Info

Publication number: BRPI0902020B1
Application number: BRPI0902020-9A
Authority: BR
Inventors: Edward James Ferris
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2008-06-30
Filing date: 2009-06-30
Publication date: 2019-10-15
Also published as: CA2668376A1; ATE555401T1; EP2141514A2; EA017331B1; EP2141514B1; US20090323470A1; AU2009202480A1; CA2668376C; MX2009007165A; US7675812B2; AU2009202480B2; BRPI0902020A2; CN101620276A; EG25387A; SG158010A1; MY147741A; CN101620276B; EA200900650A1; EP2141514A3

Abstract

método para atenuação de reflexões múltiplas em dados sísmicos. 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 MÉTODO PARA SEPARAR REFLEXÕES MÚLTIPLAS DE SINAIS SÍSMICOS MARÍTIMOS E MEIO LEGÍVEL POR MÁQUINA.

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 campo de exploração sísmica. Mais especificamente, a presente invenção refere-se a métodos para processar dados sísmicos para atenuar os efeitos de reflexões múltiplas.

Antecedentes da Técnica

Em exploração sísmica, dados sísmicos são obtidos ao transmitir energia acústica para dentro do solo perto da sua superfície, e detectar energia acústica que é refletida pelos limites entre diferentes camadas de formações de solo abaixo da superfície. Energia acústica é refletida quando existe uma diferença na impedância acústica entre camadas adjacentes a um limite. Sinais representando a energia acústica detectada são interpretados para deduzir estruturas e composições das estruturas de solo abaixo da superfície.

Na exploração sísmica marítima uma fonte de energia sísmica, tal como um canhão a ar, ou grupo de canhões a ar, é tipicamente usada para transmitir a energia acústica para dentro do solo. O canhão a ar ou grupo é tipicamente acionado em uma profundidade selecionada na água enquanto o canhão a ar ou o grupo é rebocado por um navio. O mesmo navio ou um navio diferente reboca um ou mais cabos de sensores sísmicos, chamados de cabos sismográficos, na água. De uma maneira geral, o cabo sismográfico se estende atrás do navio ao longo da direção na qual o cabo sismográfico é rebocado. Tipicamente, um cabo sismográfico inclui uma pluPetição 870190049002, de 24/05/2019, pág. 4/11 ralidade de hidrofones dispostos no cabo em posições conhecidas espaçadas lado a lado ao longo do cabo. Hidrofones, como é conhecido na técnica, são sensores que geram um sinal ótico ou elétrico correspondendo à pressão da água ou ao gradiente de tempo da pressão na água. O navio que reboca o um ou mais cabos sismográficos tipicamente inclui equipamento de gravação para efetuar uma gravação, indexada com relação ao tempo, dos sinais gerados pelos hidrofones em resposta à energia acústica detectada. A gravação de sinais é processada, tal como explicado anteriormente, para deduzir estruturas e composições das formações de solo abaixo das localizações nas quais o levantamento sísmico é executado.

Dados sísmicos marítimos frequentemente incluem dois artefatos particulares que exigem técnicas a considerar a fim de deduzir mais exatamente a estrutura e composição das formações de solo abaixo da superfície. Estes dois artefatos, conhecidos como efeito fantasma e reflexões múltiplas de camada de água, aparecem porque a água tem uma impedância acústica substancialmente diferente da impedância acústica do ar acima da superfície da água, e porque a água tipicamente tem uma impedância acústica substancialmente diferente da impedância acústica das formações de solo no fundo da água (ou fundo do mar).

Efeito fantasma e reflexões múltiplas de camada de água podem ser entendidos como se segue. Quando o canhão a ar ou grupo de canhões a ar é acionado, a energia acústica irradia de uma maneira geral para baixo onde ela atravessa o fundo do mar e para dentro das formações de solo abaixo da superfície. Parte da energia acústica é refletida nos limites de impedância acústica abaixo da superfície entre camadas das formações de solo, tal como explicado anteriormente. A energia acústica refletida se desloca de uma maneira geral para cima, e é detectada no final pelos sensores sísmicos (hidrofones) no um ou mais cabos sismográficos. Depois de a energia refletida alcançar os cabos sismográficos, entretanto, ela continua a se deslocar para cima até alcançar a superfície da água. A superfície da água tem refletividade quase completa (coeficiente de reflexão igual à unidade) com relação à energia acústica se deslocando para cima. Portanto, qua se toda a energia acústica se deslocando para cima refletirá na superfície da água, e se deslocará para baixo mais uma vez. A energia acústica refletida pela superfície da água também será mudada em fase em cerca de 180 graus a partir da energia acústica incidente se deslocando para cima. A energia acústica se deslocando para baixo refletida pela superfície é comumente conhecida como um sinal fantasma. O sinal fantasma causa um entalhe distinto, ou atenuação da energia dentro de uma frequência limitada na energia acústica detectada pelos hidrofones. A frequência do entalhe no sinal acústico detectado está relacionada à profundidade selecionada na qual o cabo sismográfico é disposto, como é bem conhecido na técnica.

A energia acústica se deslocando para baixo refletida pela superfície da água, assim como a energia acústica emanando diretamente da fonte de energia sísmica, pode refletir no fundo da água e se deslocar para cima, onde ela é detectada pelos hidrofones. Esta mesma energia acústica se deslocando para cima também refletirá na superfície da água, se deslocando mais uma vez para baixo. A energia acústica pode refletir assim tanto na superfície da água quanto no fundo da água diversas vezes antes de ser atenuada, resultando em assim nas chamadas reverberações de camada de água. Tais reverberações podem ter amplitude substancial dentro da energia acústica total detectada, mascarando a energia acústica que é refletida pelos limites de camada abaixo da superfície, e assim tornando mais difícil deduzir estruturas e composições abaixo da superfície a partir dos dados sísmicos.

Existem diversas técnicas de eliminar efeito fantasma e atenuação de efeito de água de camada. Uma técnica como esta está descrita na patente U.S. n° 4.486.865 emitida para Ruehle. Pares de detectores, cada um compreendendo um geofone e um hidrofone. Um filtro é aplicado à saída de pelo menos um de o geofone ou hidrofone em cada par de maneira que o conteúdo de frequência do sinal filtrado é ajustado. O ajuste para o conteúdo de frequência é de tal maneira que quando o sinal filtrado é combinado com o sinal do outro sensor, as reflexões fantasmas se cancelam.

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

A patente U.S. n° 4.935.903 emitida para Sanders e outros revela um método para reduzir os efeitos de reverberações de camada de água que inclui medir pressão em profundidades espaçadas lado a lado verticalmente, ou ao medir pressão e movimento de partícula usando pares de sensores. O método inclui aprimorar dados de reflexão primária para uso em processamento pré-pilha ao adicionar dados de fantasma.

A patente U.S. n° 4.979.150 revela um método para exploração sísmica marítima no qual saídas de hidrofones e geofones colocados substancialmente juntos são submetidas a um fator de escala. Os hidrofones e geofones colocados juntos podem ser posicionados no fundo do mar ou acima do fundo do mar.

A maioria dos corpos abaixo da superfície da água é impraticável de avaliar usando cabos de fundo da água e, adicionalmente, técnicas práticas de aquisição sísmica marítima até esta data fazem uso de sensores de hidrofone. Ainda adicionalmente, existem grandes volumes de tais dados sísmicos marítimos de hidrofone que podem se beneficiar de técnicas aperfeiçoadas para separar reflexões múltiplas. Desta maneira, continua a existir uma necessidade de técnicas para atenuar os efeitos de reflexões múltiplas de camada de água em dados sísmicos.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Um método para atenuar reflexões múltiplas em sinais sísmicos de acordo com um aspecto da invenção 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 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 para gerar um modelo das reflexões múltiplas. O modelo de reflexões múltiplas é subtraído dos sinais sísmicos filtrados com coerência.

Um outro aspecto da invenção é um programa de computador armazenado em uma mídia legível por computador. O programa inclui lógica operável para fazer com que um computador programável execute certos procedimentos incluindo filtrar com passa baixa e filtrar com passa alta sinais sísmicos em uma frequência selecionada. A frequência é 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 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 para gerar um modelo das reflexões múltiplas. O modelo de reflexões múltiplas é subtraído dos sinais sísmicos filtrados com coerência.

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

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

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

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

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

DESCRIÇÃO DETALHADA

Um exemplo de aquisição de dados sísmicos marítimos que pode ser usado com a invenção está mostrado esquematicamente na figura 1. Um navio de levantamento sísmico 10 se desloca ao longo da superfície 18A de um corpo de água 18 tal como um lago ou oceano. O navio de levantamento 10 inclui o equipamento mostrado em 12 e referido coletivamente como um sistema de gravação que inclui dispositivos (não mostrados separadamente) para acionar uma fonte de energia sísmica 14 em tempos selecionados, para determinar posição geodésica do navio 10, da fonte 14 e de cada um de uma pluralidade de sensores sísmicos 16 a qualquer hora, e para gravar sinais gerados pelos sensores sísmicos 16. Os vários dispositivos que podem ser incluídos no sistema de gravação 12 são bem conhecidos na técnica e não necessitam ser descritos em qualquer detalhe.

Os sensores sísmicos 16 tipicamente são hidrofones ou outro sensor responsivo à pressão ou gradiente de pressão. Outros tipos de sensores sísmicos podem ser usados em outros exemplos, tais como sensores responsivos a movimento de partícula. Os sensores sísmicos 16 são dispostos em localizações espaçadas lado a lado ao longo de cabos referidos como cabos sismográficos. O exemplo na figura 1 mostra somente 1 cabo sismográfico para clareza da ilustração, mas o número de cabos sismográficos, o número de sensores nos cabos sismográficos e se um ou mais cabos sismográficos são rebocados pelo navio de levantamento 10 ou por um navio diferente não são limites no escopo da presente invenção.

A fonte de energia sísmica 14 e os sensores sísmicos 16 são rebocados em uma profundidade selecionada abaixo da superfície 18A da água 18. Durante a aquisição de dados sísmicos, a fonte 14, a qual pode ser um canhão a ar ou grupo de tais canhões, por exemplo, é acionada em tempos selecionados e os sinais produzidos pelos sensores sísmicos 16 em resposta à energia sísmica emitida pela fonte 14 são gravados por dispositivos adequados no sistema de gravação 12. As gravações de sinal tipicamente são indexadas com relação ao(s) tempo(s) de acionamento da fonte de energia sísmica 14. Uma gravação de sinal separada pode ser feita para cada sensor sísmico 16, ou grupos selecionados dos sensores sísmicos 16 podem estar em comunicação de sinal de maneira que uma gravação correspondente é feita do sinal gerado por todos os sensores em um grupo como este. Tipicamente existirão vários milhares de gravações de sinal individuais, referidas como canais correspondendo aos sinais detectados em cada um de uma pluralidade de grupos de sensores sísmicos espaçados lado a lado.

Em geral, a energia sísmica se desloca para fora da fonte 14 mediante 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 energia sísmica continua para baixo através do subsolo até que ela alcança um ou mais limites de impedância acústica de subsolo 20. A energia pode ser refletida em tais limites e se deslocar para cima, mostrado em 24, onde ela alcança os sensores sísmicos 16 e é detectada. A energia sísmica continua a se deslocar para cima até alcançar a superfície da água 18A. A energia sísmica é então refletida pela superfície da água 18A e se desloca para baixo de novo, em 26, onde ela pode ser detectada pelos sensores sísmicos 16 e continuar a se deslocar para baixo. A energia sísmica se deslocando para baixo, se refletida pela superfície da água 18A ou se deslocando diretamente da fonte 14, também pode ser refletida pelo fundo da água 18B. Reflexão entre a superfície da água 18A e fundo da água 18B pode continuar por diversos ciclos, criando artefatos nos sinais sísmicos detectados pelos sensores 16 chamados de reverberações de camada de água ou múltiplas de camada de água. O método da invenção é pretendido para reduzir os efeitos de tais múltiplas de camada de água nos sinais sísmicos.

O método desta invenção conta com a largura de banda de reflexões primárias, isto é, energia sísmica refletida uma vez em limites no subsolo, por exemplo, tal como mostrado em 24 na figura 1, sendo limitada a frequências inferiores (por exemplo, menores que cerca de 40 Hz), embora a largura de banda de reflexões múltiplas seja mais ampla.

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

Tal como explicado anteriormente, as gravações de sinal incluem tipicamente uma gravação de sinal para cada um da pluralidade de sensores sísmicos individuais ou grupos de tais sensores feita na hora em que a fonte é acionada. Tais coletas de afastamento comum são coleções das gravações de sinal sísmico em que, na hora da gravação dos sinais sísmicos, cada gravação de sinal individual selecionada representa uma mesma distância ao longo da superfície da água (18A na figura 1) entre a posição de fonte e a posição de sensor sísmico. Reflexões primárias e reflexões múltiplas aparecerão como eventos coerentes em tais coletas de afastamento comum, isto é, eventos de alta amplitude evidentes nos sinais exibirão algum tipo de uma relação entre tempo dos eventos de alta amplitude e a geometria de aquisição (afastamento).

Em 32, um processo chamado de filtragem com coerência, um exemplo do qual pode ser deconvolução FX, é executado nas coletas de afastamento comum para atenuar ruído aleatório, isto é, para atenuar eventos nos sinais que não pareçam ter qualquer relação com a geometria de aquisição. Na deconvolução FX, janelas espaciais (por exemplo, 10 sinais ou traços de sensor individual) e janelas de tempo (por exemplo, 20 milissegundos) de sinais de entrada são transformadas de Fourier para o domínio de frequência e posição (F-X). Operadores de deconvolução são projetados na dimensão de posição (X) para predizer partes coerentes do sinal. Subtrair as partes coerentes deixará partes incoerentes (ruído aleatório) que podem então ser transformadas inversas e subtraídas do sinal original. Janelas seguintes são então processadas de forma similar. Preferivelmente, existe alguma sobreposição de tempo e/ou espaço entre janelas. O resultado da filtragem com coerência será usado mais tarde no processo, tal como explicado a seguir.

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

Em 34, um filtro passa alta é aplicado às gravações de sinal (em 32). A saída da filtragem com passa alta das gravações de sinal substancialmente não contém reflexões primárias, mas conterá a parte de alta frequência das reflexões múltiplas. As gravações filtradas com passa alta podem ser designadas por M_ai_ta. O filtro passa alta pode ser definido tal como para atenuar fortemente frequências entre 0 e 30 Hz, aumento de atenuação começando em 40 Hz, e passando livremente frequências de 40 Hz e maiores. As zonas de transição (aumento de atenuação) do filtro passa baixa e do filtro passa alta, usados em 33 e 34, respectivamente, devem ser selecionadas de tal maneira que quando seus espectros de amplitude são somados, o espectro de amplitude resultante é igual à unidade para todas as frequências. Os dois filtros também devem ser filtros de fase zero a fim de não mudar a fase dos seus respectivos sinais de entrada.

Em 37, as magnitudes (valores absolutos) das amostras de traço depois da filtragem com passa alta precedente são comparadas a um valor limiar designado como limiar 1. Se a magnitude de um traço de amostra for maior do que o limiar 1, uma amostra de saída de traço correspondente é ajustada igual à unidade. Se a magnitude de traço for igual ou menor do que o limiar 1, a amostra de saída de traço correspondente é ajustada igual à zero. O procedimento exposto anteriormente gera um mapa (ou máscara) cujos valores de amostra são unidade, indicando uma amostra de uma pequena onda múltipla, ou zero, indicando uma amostra de uma pequena onda de reflexão primária ou uma amostra indicando a ausência de uma pequena onda de reflexões múltiplas. Por causa de os valores de amostra contidos nos traços de uma coleta de atributo de traço comum poderem ser muito diferentes de um levantamento sísmico para um outro, o valor numérico do limiar 1 pode ser calculado, por exemplo, como um valor médio absoluto de todas as amostras de traço em cada coleta de traço. Em exemplos práticos o valor do limiar 1 pode ser selecionado por meio de um processo interpretativo. Por exemplo, as amplitudes médias [valores médios absolutos] dos valores de dados em uma janela de tempo contendo reflexões exatamente antes de quando quaisquer reflexões múltiplas podem chegar, isto é, exatamente antes de duas vezes o tempo de reflexão de fundo de oceano, como o valor inicial, e os resultados do processo precedente podem ser examinados em uma única coleta de afastamento comum. O exposto anteriormente pode ser repetido usando valores menores e maiores de forma incrementai para o limiar 1. Exame visual pode resultar na seleção de um valor do limiar 1 que pareça ideal para processar o conjunto total de dados. Se o limiar 1 for muito alto, o mapa de amplitudes consiste somente em zeros, e todos os dados de baixa frequência são eliminados do modelo. Se o limiar 1 for ajustado muito baixo, o mapa de amplitudes consiste todo de uns, e todos os dados de baixa frequência são contidos nos dados de modelo que são subtraídos adaptativamente (explicado a seguir) dos dados originais, atenuando ou eliminando assim as reflexões primárias da saída de processo.

Em 38, o mapa é multiplicado, amostra por amostra, pela saída dos sinais filtrados com passa baixa, proveniente de 33. O resultado deve eliminar essencialmente amostras representando pequenas ondas de reflexão primária, e deixando somente a parte de baixa frequência das reflexões múltiplas, M_baixa- Deve-se notar que se uma reflexão múltipla for coincidente com uma reflexão primária, a pequena onda sísmica resultante será igual à soma dessas duas pequenas ondas. Assim a saída de 38 pode ser designada como Mbaixa ⁺ P sobreposições·

Em 39, a saída da multiplicação de 38 é somada com a saída da filtragem com passa alta, proveniente de 32, resultando em reflexões múltiplas de largura de banda total, M_baíxa ⁺ M_aita (mais quaisquer Psobreposições)· As amplitudes das pequenas ondas P_SObreposições podem ser substancialmente reduzidas, tal como mostrado em 40, por meio de filtragem com coerência. Um exemplo de filtragem com coerência que pode ser usado é deconvolução FX. Assumindo que as amplitudes Psobreposições são fragmentadas pela máscara aplicada anteriormente, então as amplitudes Psobreposições devem parecer ser aleatórias com relação ao filtro de coerência (por exemplo, deconvolução FX) dentro da faixa de frequências em que as amplitudes de reflexão primária existem. Qualquer energia de reflexão primária, portanto, será atenuada, preservando-a assim no processo de subtração adaptativa descrito a seguir.

Em 41, o processo inclui aplicar uma rampa de amplitude a cada traço 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 reflexão de fundo de água). O valor dessa rampa pode ser zero do tempo igual a zero (tempo de acionamento de fonte) a t = duas vezes o tempo de reflexão de fundo de água menos um tempo de retardo pré-selecionado. O valor de rampa pode aumentar linearmente para um valor de 1,0 em um tempo de duas vezes o tempo de reflexão de fundo de água. O valor de rampa pode permanecer 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 saída da aplicação de rampa executada em 41 é uma coleta de traço representando um modelo das pequenas ondas de reflexões múltiplas contidas na coleta de traço original.

Em 42, o modelo precedente das reflexões múltiplas proveniente de 41 é subtraído adaptativamente da saída da deconvolução FX (filtragem com coerência) executada em 32. A saída da subtração adaptativa pode ser processada por um filtro de coerência, em 43, por exemplo, deconvolução FX. 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 usada somente para limitar onde a deconvolução FX é aplicada, porque em alguns casos pode não ser desejável aplicar a deconvolução FX a dados de curto tempo (superficiais). A saída do processo, em 45, são traços que têm reflexões múltiplas substancialmente, atenuadas

Em um outro aspecto, a invenção refere-se a programas de computador armazenados em uma mídia legível por computador. Referindose à figura 3, o processo precedente tal como explicado com relação à figura 2 pode ser incorporado em código legível por computador armazenado em uma mídia legível por computador, tal como o disco flexível 64, o CD-ROM 60 ou a unidade de disco rígido magnético 66 formando parte de um computador programável de uso geral 50. O computador 50, tal como conhecido na técnica, pode incluir uma unidade central de processamento 60, um dispositivo de entrada de usuário tal como um teclado 68 e um mostrador de usuário 52 tal como um mostrador de tela plana LCD ou mostrador de tubo de raios catódicos. O computador pode incluir dispositivos adequados para interrogar o disco flexível e o CD-ROM, tal como mostrado respectivamente em 58 e 56. De acordo com este aspecto da invenção, a mídia legível por computador inclui lógica operável para fazer com que o computador 50 execute procedimentos tal como exposto anteriormente e explicado com relação à figura 2.

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

Embora a invenção tenha sido descrita com relação a um número limitado de modalidades, os versados na técnica, tendo o benefício desta revelação, perceberão que outras modalidades podem ser imaginadas que não fogem do escopo da invenção tal como revelado neste documento. Desta maneira, o escopo da invenção deve ser limitado somente pelas reivindicações anexas.

REIVINDICAÇÕES

Claims

1. Método para separar reflexões múltiplas de sinais sísmicos marítimos (24, 26), caracterizado por compreender:

filtrar com coerência (32) os sinais sísmicos adquiridos de uma pluralidade de sensores sísmicos posicionados em um corpo de água em resposta à atuação de uma fonte de energia sísmica na água;

filtrar com passa baixa (33) os sinais sísmicos em uma frequência selecionada;

filtrar com passa alta (34) os sinais sísmicos na frequência selecionada, a frequência selecionada de tal maneira que substancialmente só existem reflexões múltiplas nos sinais sísmicos acima da frequência;

gerar (37) uma máscara tendo valor de unidade onde a amplitude de sinal filtrado com passa alta excede um limiar selecionado, a máscara tendo valor zero para todos os outros sinais filtrados com passa alta;

multiplicar (38) o valor de máscara pelos sinais filtrados com passa baixa;

adicionar (39) os sinais multiplicados aos sinais filtrados com passa alta para gerar um modelo das reflexões múltiplas;

subtrair (42) o modelo de reflexões múltiplas dos sinais sísmicos filtrados com coerência; e pelo menos um de armazenar e exibir um resultado da subtração.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente classificar os sinais sísmicos em coletas de atributo de traço comum antes da filtragem com coerência (32), filtragem com passa baixa (33) e filtragem com passa alta (34).

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a filtragem com coerência (32) compreende deconvolução FX.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente filtrar com coerência (43) um resultado da subtração (42).

5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo

Petição 870190049002, de 24/05/2019, pág. 5/11 fato de que a filtragem com coerência (43) do resultado de subtração compreende deconvolução FX.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a subtração (42) compreende subtração adaptativa.

5

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a frequência é em torno de 40 Hz.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um espectro de amplitude combinado de uma parte de aumento de atenuação da filtragem com passa baixa (33) e uma parte de aumento de

10 atenuação do filtro passa alta (34) é substancialmente unitário.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a filtragem com passa baixa (33) e a filtragem com passa alta (34) são substancialmente de fase zero.

10. Meio legível por máquina, caracterizado por executar o mé15 todo para separar reflexões múltiplas de sinais sísmicos marítimos como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 9.