BRPI0917809A2

BRPI0917809A2 - atenuacao de ruido de interferencia sismica mediante o uso de um sistema de gravacao por sensor dual

Info

Publication number: BRPI0917809A2
Application number: BRPI0917809A
Authority: BR
Inventors: Cambios Guillaume
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2008-08-14
Filing date: 2009-08-12
Publication date: 2019-09-03
Also published as: CA2733220C; US20100039891A1; AU2009281168B2; EG26392A; DK2326972T3; CN102124375B; AU2009281168A1; US8811115B2; CA2733220A1; MX2011001711A; WO2010018189A1; CN102124375A; EA024149B1; EP2326972B1; EP2326972A1; EA201170321A1

Abstract

atenuação de ruído de interferência sísmica mediante o uso de um sistema de gravação por sensor dual a presente invenção refere-se a um método para atenuar o ruído nos sinais sísmicos marinhos inclui cruzar o efeito fantasma dos sinais sísmicos marinhos responsivos a pressão e dos sinais sísmicos marinhos responsivos a movimento contemporaneamente obtidos. a diferença é determinada entre os sinais de efeito fantasma de cruzamento. a diferença é usada para atenuar o ruído em pelo menos um dentre os sinais responsivos a pressão e os sinais responsivos a movimento.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para ATENUAÇÃO DE RUÍDO DE INTERFERÊNCIA SÍSMICA MEDIANTE O USO DE UM SISTEMA DE GRAVAÇÃO POR SENSOR DUAL.

CAMPO DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se ao campo da obtenção e processamento de dados sísmicos marinhos. Mais particularmente, a presente invenção refere-se a métodos para o processamento de sinais sísmicos marinhos de modo a atenuar os efeitos de certos tipos de ruído.

ANTECEDENTES DA TÉCNICA

A pesquisa sísmica é conhecida na técnica para a determinação de estruturas de formações rochosas abaixo da superfície da Terra. A pesquisa sísmica, de maneira geral, inclui a instalação de um arranjo de sensores sísmicos na superfície da Terra em um padrão selecionado e a atuação seletiva uma fonte de energia sísmica posicionada próxima dos sensores sísmicos. A fonte de energia pode ser um explosivo, um vibrador, ou, no caso de pesquisas sísmicas realizadas em um corpo de água, tal como o oceano, uma ou mais pistolas de ar ou pistolas de água.

A energia sísmica que emana da fonte percorre as formações da terra até que atinja um limite de impedância acústica nas formações, e os limites de impedância acústica nas formações geralmente ocorrem quando a composição e/ou as propriedades mecânicas da formação da Terra se alteram. Tais limites são geralmente referidos como os limites de leito. Em um limite de leito, uma parte da energia sísmica é refletida de volta para a superfície da Terra. A energia refletida pode ser detectada por um ou mais dentre os sensores sísmicos instalados na superfície. O processamento de sinais sísmicos conhecido na técnica tem como um dentre uma série de objetivos a determinação das profundidades e localizações geográficas dos limites de leito abaixo da superfície da Terra. A profundidade e a localização dos limites de leito são deduzidas considerando o tempo de viagem da energia sísmica nos limites de leito e de volta para os sensores na superfície.

Uma pesquisa sísmica é feita no mar ou em outros corpos de água (pesquisa sísmica marinha) para determinar a estrutura e a composi

2/14 ção das formações rochosas abaixo do leito do mar. Os sistemas de pesquisa sísmica marinha conhecidos na técnica incluem um navio que reboca uma ou mais fontes de energia sísmica, e o mesmo navio ou um navio diferente que reboca uma ou mais serpentinas. As serpentinas são arranjos de sensores sísmicos em um cabo que é rebocado pelo navio. Normalmente, um navio sísmico vai rebocar uma pluralidade de tais serpentinas dispostos de modo a ficarem separados por uma distância lateral selecionada um do outro, em um padrão selecionado de modo a permitir uma determinação relativamente completa das estruturas geológicas em três dimensões. É também conhecido na técnica colocar cabos com sensores sísmicos (cabos de fundo de oceano) ao longo do leito do mar, e atuar uma fonte de energia sísmica na água. Normalmente, a fonte de energia sísmica será rebocada por um navio, por exemplo, em um levantamento do tipo serpentina.

Além da energia sísmica refletida, tanto um ruído coerente como também um ruído incoerente podem estar presentes na energia sísmica detectada. A presença de ruído na energia detectada pelos sensores sísmicos reduz a relação sinal / ruído (SNR) dos sinais sísmicos de interesse. Um objetivo do processamento de dados sísmicos é, portanto, reduzir os efeitos do ruído nos sinais detectados pelos sensores sísmicos sem reduzir significativamente o verdadeiro componente de sinal sísmico dentre os sinais detectados.

Os métodos da técnica anterior que foram usados para reduzir os efeitos do ruído e obter uma representação de maior qualidade de uma estrutura subterrânea em particular incluem o uso de múltiplas atuações da fonte sísmica (múltiplos disparos ou tiros) para gravar uma pluralidade de medições de sensor a partir de substancialmente a mesma estrutura de subsuperfície e, em seguida, somar ou empilhar tais medidas a fim de aumentar a força do sinal, e, ao mesmo tempo, reduzir substancialmente os efeitos de ruídos aleatórios ou incoerentes.

A Patente US N° 5 818 795, que é cedida a uma afiliada do cessionário da presente invenção, e que provê um resumo detalhado dos métodos e sistemas da técnica anterior abordando o problema da supressão de

3/14 ruído nos sinais sísmicos, apresenta um método de redução do efeito de ruído de estouro nas gravações de sinais sísmicos sem eliminar os sinais sísmicos de interesse.

A Patente US N° 5 761 152, que é cedida a uma afiliada do cessionário da presente invenção, descreve um método e sistema para uma pesquisa sísmica marinha. O método apresentado na patente '152 inclui o aumento da dobra (número de reflexões registradas a partir de um mesmo refletor), e, como resultado, a relação sinal / ruído de sinais sísmicos coerentes, sem incorrer em problemas de arrasto, emaranhamento, manuseio complicado de convés associado ao maior comprimento de serpentinas, aumento do número de serpentinas, e maior distância entre serpentinas. Os desvios de fonte e serpentinas, e o tempo de disparo de fontes de navio na frente ou atrás em uma sequência de tempo de atraso são otimizados de modo a aumentar a dobra, e, ao mesmo tempo, evitar uma influência substancial por parte dos sinais sísmicos resultantes da fonte de um navio sobre os sinais sísmicos resultantes da fonte de um outro navio.

A descrição acima não pretende ser uma explicação exaustiva dos tipos de ruído e os métodos para reduzir os seus efeitos nos sinais sísmicos. Existem dois tipos de ruído, no entanto, para os quais os métodos da técnica anterior não reduziram seus efeitos a um nível aceitável. Um desses tipos de ruído é gerado por navios ou plataformas nas proximidades do navio sísmico (aqui chamado de ruído de navio contínuo). O outro tipo de ruído é o ruído impulsivo que se origina como o resultado da atuação da fonte de energia sísmica, cuja energia sísmica corre lateralmente através da água, tanto diretamente para os sensores, como para os refletores na água e, depois, de volta para os sensores do arranjo (sendo este último chamado de ruído de retorno disperso). Este ruído impulsivo pode ainda se originar das fontes de energia sísmica utilizadas por um sistema de aquisição sísmica diferente localizado e operado a uma certa distância do sistema de aquisição em questão. É desejável se ter um método para atenuar o ruído impulsivo e o ruído de navio contínuo nos dados sísmicos marinhos. No caso do ruído gerado por um outro sistema sísmico, uma técnica conhecida na técnica é o

4/14 compartilhamento de tempo, no qual a obtenção de dados por um sistema é adiada durante a obtenção de dados por outro sistema. Este compartilhamento de tempo reduz a eficiência operacional em ambos os sistemas.

A Patente US N° 6 751 5559 expedida para Fookes et al. e cedida a uma afiliada da presente invenção descreve um método para atenuar o ruído de sinais sísmicos marinhos causados por um ruído na água. O método apresentado inclui a determinação de um tempo de chegada de um evento de ruído em cada um dentre uma pluralidade de sensores sísmicos, a estimativa de uma posição da fonte de ruído desde os tempos de chegada, e a atenuação do evento de ruído a partir dos sinais detectados pelos sensores sísmicos.

Continua a haver a necessidade de um aperfeiçoamento das técnicas para a atenuação de ruídos nos dados sísmicos.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Um método para atenuar o ruído em sinais sísmicos marinhos de acordo com um aspecto da presente invenção inclui o cruzamento de efeitos fantasma nos sinais sísmicos marinhos responsivos a pressão e nos sinais sísmicos marinhos responsivos a um movimento contemporaneamente obtido. Uma diferença é determinada entre os sinais de efeito fantasma de cruzamento. A diferença é usada para atenuar o ruído em pelo menos um dentre os sinais responsivos a pressão e os sinais responsivos a movimento.

Um método de pesquisa sísmica de acordo com outro aspecto da presente invenção inclui o reboque de uma fonte de energia sísmica e uma pluralidade de sensores sísmicos responsivos a pressão e sensores sísmicos responsivos a movimento em um corpo de água e a atuação da fonte de energia sísmica em tempos selecionados. Os sinais detectados pelos sensores responsivos a pressão e pelos sensores responsivos a movimento são registrados. Os sinais responsivos a pressão e os sinais responsivos a movimento são sinais de efeito fantasma de cruzamento. A diferença entre os sinais de efeito fantasma de cruzamento é determinada. A diferença é usada para atenuar o ruído em pelo menos um dentre os sinais responsivos a pressão e os sinais responsivos a movimento.

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Outros aspectos e vantagens da presente invenção se tornarão evidentes a partir da seguinte descrição e das reivindicações em apenso.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

A figura 1 mostra um exemplo de obtenção de dados sísmicos para uso com um método de acordo com a presente invenção.

A figura 2 mostra um fluxograma de um método exemplar de acordo com a presente invenção.

A figura 3 mostra um fluxograma de um método exemplar para o uso de um sinal de diferença de modo a eliminar o ruído de um sinal de hidrofone.

DESCRIÇÃO DETALHADA

A figura 1 mostra um exemplo de obtenção de dados sísmicos marinhos que podem ser usados com o método da presente invenção. Um navio sísmico 101 se movimenta ao longo da superfície 108 de um corpo de água 102 acima de uma porção 103 do subsuperfície que deve ser pesquisado. Sob o fundo da água 104, a porção 103 do subsuperfície contém formações rochosas de interesse, tal como uma camada 105 posicionada entre um limite superior 106 e um limite inferior 107 da mesma. O navio sísmico 101 contém equipamentos de controle de aquisição sísmica, designados de modo geral pela referência numérica 109. Os equipamentos de controle de aquisição sísmica 109 incluem o controle de navegação, o controle de fonte de energia sísmica, o controle de sensores sísmicos e equipamentos de gravação de sinal, todos os quais podendo ser de tipos bem conhecidos na técnica.

Os equipamentos de controle de aquisição sísmica 109 faz com que uma fonte sísmica 110 rebocada no corpo de água 102 pelo navio sísmico 101 (ou por um navio diferente) atue em tempos selecionados. A fonte sísmica 110 pode ser de qualquer tipo bem conhecido na técnica de aquisição sísmica, incluindo pistolas de ar ou pistolas de água, ou especialmente, arranjos de pistolas de ar. As serpentinas sísmicas 111 são também rebocadas no corpo de água 102 pelo navio sísmico 101 (ou por um navio diferente) a fim de detectar os campos de ondas acústicos iniciados pela fonte sís

6/14 mica 110 e refletidos a partir das interfaces do ambiente. Embora apenas uma serpentina sísmica 111 seja mostrada na figura 1 para fins ilustrativos, tipicamente uma pluralidade de serpentinas sísmicas lateralmente espaçadas entre si 111 é rebocada por trás do navio sísmico 101. As serpentinas sísmicas 111 contém sensores para detectar os campos de onda refletidos iniciados pela fonte sísmica 110. No presente exemplo, as serpentinas sísmicas 111 contêm sensores responsivos a pressão, tais como os hidrofones 112, e sensores responsivos ao movimento de partículas de água, tais como os geofones 113. Os hidrofones 112 e os geofones 113 são norrnalmente colocados em pares ou pares de arranjos de sensores em intervalos regulares ao longo das serpentinas sísmicas 111. No entanto, o tipo de sensores 112, 113 e suas localizações específicas ao longo das serpentinas sísmicas 111 não se destinam a ser limitações na presente invenção.

Cada vez que a fonte sísmica 110 é atuada, um campo de onda acústico corre em frentes de onda que se expandem esfericamente. A propagação das frentes de onda será ilustrada no presente documento por caminhos de raios perpendiculares às frentes de onda. Um campo de onda que corre no sentido ascendente, designado pelo caminho de raio 114, irá se refletir para fora da interface água - ar na superfície da água 108 e, em seguida, irá correr no sentido descendente, como no caminho de raio 115, cujo campo de onda pode ser detectado pelos hidrofones 112 e geofones 113 das serpentinas sísmicas 111. Essa reflexão a partir da superfície da água 108, como no caminho de raio 115, não contém nenhuma informação útil sobre as formações de subsuperfície de interesse. No entanto, tais reflexões de superfície, também conhecidas como fantasmas, atuam como fontes sísmicas secundárias com um tempo de atraso a partir do início da fonte sísmica 110.

O campo de onda que corre no sentido descendente, no caminho de raio 116, irá se refletir para fora da interface terra - água no fundo da água 104 e, em seguida, corre no sentido ascendente, como no caminho de raio 117, cujo campo de onda pode ser detectado pelos hidrofones 112 e geofones 113 . Tal reflexão no fundo da água 104, como no caminho de raio

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117, contém informações sobre o fundo da água 104. O caminho de raio 117 é um exemplo de uma reflexão primária, ou seja, uma reflexão que se origina a partir de um limite na subsuperfície. O campo de onda que corre no sentido descendente, como no caminho de raio 116, pode se transmitir através do fundo da água 104, como no caminho de raio 118, se refletir para fora de um limite de camada, como o limite 107, de uma camada, como a camada 105, e, em seguida, correr no sentido ascendente, como no caminho de raio 119. O campo de onda que corre no sentido ascendente, o caminho de raio 119, pode, em seguida, ser detectado pelos hidrofones 112 e geofones 113. Tal reflexão para fora de um limite de camada 107 contém informações úteis sobre uma formação de interesse 105 e é também um exemplo de uma reflexão primária.

Os campos de onda acústicos irão continuar a se refletir para fora das interfaces, tais como o fundo da água 104, da superfície da água 108, e dos limites de camada 106, 107, em combinações. Por exemplo, o campo de onda que corre no sentido ascendente no caminho de raio 117 irá se refletir para fora da superfície da água 108, continuará a correr no sentido descendente no caminho de raio 120, poderá se refletir para fora do fundo da água 104, e continuar correndo no sentido ascendente novamente no caminho de raio 121, cujo campo de onda pode ser detectado pelos hidrofones 112 e geofones 113. O caminho de raio 121 é um exemplo de uma reflexão múltipla, também chamada simplesmente de múltipla, tendo múltiplas reflexões a partir das interfaces. Da mesma forma, o campo de onda que corre no sentido ascendente no caminho de raio 119 irá se refletir para fora da superfície da água 108, continuará a correr no sentido descendente no caminho de raio 122, poderá se refletir para fora de um limite de camada 106 e continuar correndo no sentido ascendente novamente no caminho de raio 123, cujo campo de onda pode ser detectado pelos hidrofones 112 e geofones 113. O caminho de raio 123 é outro exemplo de uma reflexão múltipla, tendo também múltiplas reflexões na terra subterrânea.

Uma parte da energia sísmica irá correr essencialmente paralela à superfície da água a partir da fonte 110 para os hidrofones 112 e geofones

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113. Além da energia sísmica anterior, os hidrofones e os geofones podem detectar ruídos que se originam a partir de lugares remotos do sistema de aquisição, tais como, por exemplo, outros sistemas de aquisição sísmica e plataformas de perfuração na água. Os métodos de acordo com a presente invenção são destinados a atenuar tais ruídos, bem como a energia sísmica direta acima. Na Figura 1, uma fonte de ruído é, de modo geral, mostrada com a referência numérica 130 e se destina a representar qualquer tipo de fonte de ruído que faz com que a energia acústica se movimente horizontalmente através da água.

Para fins da explicação a seguir, os termos hidrofone e geofone serão usados como descrições sucintas dos tipos de sinais que são processados. É para ficar claro que o termo hidrofone na descrição que se segue pretende significar um sinal detectado por qualquer forma de sensor responsivo a pressão ou sensor responsivo a gradientes de tempo de pressão.. Da mesma forma, os sinais de geofone pretendem significar um sinal detectado por qualquer tipo de sensor responsivo a movimento de partículas, incluindo os acelerômetros, os velocímetros ou coisa do gênero.

Um método de acordo com a presente invenção começa usando os sinais de hidrofone ou geofone gravados correspondentes a cada atuação da fonte. As gravações devem ser compensadas a seu respectivo sensor e as respostas de impulso dos canais e a transdução constante de cada tipo de sensor utilizado. Cada registro de tais gravações de hidrofone e geofone que correspondem a uma atuação em particular da fonte pode ser referido como um registro de tiro comum ou uma reunião de tiros comuns. As gravações de sinal podem ser indexadas com relação ao tempo de atuação da fonte sísmica, e podem ser identificadas pela posição geodésica de cada sensor sísmico no momento da gravação. Os sinais de geofone podem ser normalizados com relação ao ângulo de incidência da frente de onda sísmica detectada em cada geofone. Veja, por exemplo, a Patente US N° 7 359 283, expedida para Vaage et al. e cedida a uma afiliada do cessionário da presente invenção para uma descrição de tal normalização. A resposta do hidrofone é substancialmente onidirecional e não necessita de correção ou de

9/14 normalização para o ângulo de incidência.

Em uma implementação prática de um método, os registros normalizado de tiro comum podem ser transformados a partir do domínio de tempo e posição para o domínio de frequência - número de ondas (f - k). Os sinais transformados em domínio resultantes podem ser expressos como:

H + P_up (1 -Z) + N_Si + Pda

G = P_up(l + Z) (1) onde H representa a transformada f - k dos sinais de hidrofone e G representa a transformada f - k dos sinais de geofone normalizados. P_uprepresenta o campo de onda de pressão de propagação ascendente, Z representa o operador de retardo de tempo de domínio de frequência ou exp(ϊωτ), em que i é o número imaginário -V-1, ω representa a frequência angular, e τ representa o tempo de passagem de reflexão de efeito fantasma dos sensores sísmicos para a superfície da água e de volta. Nsi representa o ruído que chega horizontalmente nos sensores sísmicos. Tal ruído pode ser gerado, por exemplo, por outros navios sísmicos que operam na área a uma distância relativamente grande do sistema de aquisição. P_DA representa a porção do campo de onda de pressão sísmica que corre horizontalmente a partir da fonte sísmica para os sensores sísmicos. As quantidades (1 + Z) e (1 - Z) representam as funções de efeito fantasma do geofone e do hidrofone, respectivamente. O retardo de tempo e as respectivas funções de efeito fantasma podem ser determinados quando a profundidade de cada sensor sísmico na água é conhecido ou determinável, uma vez que a velocidade da energia sísmica na água é conhecida ou determinável. O presente exemplo inclui a transformação dos sinais de hidrofone e geofone para o domínio de frequência - número de ondas, em especial para facilitar o cálculo das funções de efeito fantasma do geofone e do hidrofone. É preciso entender que outras implementações podem processar sinais que não sejam do domínio de frequência - número de ondas.

Em um método, de acordo com a presente invenção, o ruído que corre horizontalmente acima apresentado e a energia sísmica que corre horizontalmente devem ser atenuados a partir dos sinais de hidrofone. Pode-se

10/14 supor que Nsi e Pda chegam essencialmente no sentido horizontal nos hidrofones e geofones. Quando geofones verticalmente orientados são utilizados nas serpentinas, tais componentes de sinal que correm horizontalmente podem ser assumidos como sendo substancialmente ausentes dos sinais de geofone. Um exemplo de uma serpentina que inclui hidrofones e geofones orientados verticalmente é descrito na Patente US N° 7 239 577, expedida para Tenghamn et al. e cedida para uma afiliada do cessionário da presente invenção.

A aplicação da função de efeito fantasma do geofone (1 + Z) aos sinais de hidrofone e a aplicação da função de efeito fantasma do hidrofone (1 - Z) aos sinais de geofone resultam nas seguintes expressões:

(1 + Z) H = P_up (1-Z) (1 + Z) + (1 + Z) [N_Si + P_da] (1 - Z) G = P_up (1 + Z) (1 - Z) (2)

Os sinais resultantes da aplicação das funções de efeito fantasma acima apresentadas podem ser referidos como sinais de efeito fantasma de cruzamento. A diferença entre os sinais de efeito fantasma de cruzamento pode ser representada pela expressão:

(1 + Z) H - (1 - Z) G = (1 + Z) [Nsi + Pda (3)

A diferença acima (o sinal de diferença) é igual ao ruído de interferência sísmica Nsi e aos sinais de chegada direta Pda convolvidos com a função de efeito fantasma do geofone (1 + Z). O acima apresentado não contém essencialmente nenhuma informação de sinal sísmico, mas contém os dois tipos de ruído acima apresentados. A função de diferença acima apresentada pode ser usada para atenuar o ruído no sinal de hidrofone ou no sinal de geofone.

Um exemplo de tal atenuação, com relação ao sinal de hidrofone deve simplesmente zerar o sinal de hidrofone (substituir o valor de amplitude registrado por zero) em cada amostra de tempo na qual a amplitude da amostra de tempo correspondente do sinal de diferença é maior do que a amplitude do nível de ruído de fundo do sinal de diferença. As amostras que representam qualquer uma destas duas formas de ruído em geral constituem apenas um pequeno número das amostras totais sobre qualquer traço de

11/14 dados registrados e, portanto, sobre um traço do sinal de diferença. Em um exemplo, é possível calcular o valor médio absoluto das amostras no traço do sinal de diferença, representado por A, e, em seguida, zerar todas as amostras de tempo correspondentes no sinal de hidrofone para as amostras de sinal de diferença cujo valor absoluto é maior do que um múltiplo selecionado de A, por exemplo, 1,2 A (20 % maior que A). A operação acima causaria janelas de comprimento variável de amostras de valor zero nos sinais de hidrofone processados. Para suavizar os sinais de hidrofone, nesses casos, é conveniente aplicar funções de inclinação linear às amostras de sinal antes e depois de cada uma destas janelas. O comprimento de tais inclinações lineares pode ser da ordem de 100 milissegundos.

Como será apreciado por aqueles versados na técnica, os sinais de geofone incluem um ruído substancial resultante do reboque das serpentinas na água. Em uma implementação prática de um método de acordo com a presente invenção, o ruído de reboque pode ser atenuado mediante a sintetização da parte de baixa frequência dos espectros de sinal dos geofones, por exemplo, conforme descrito na Patente US N° 7 359 283, expedida para Vaage et al. e cedida a uma afiliada do cessionário da presente invenção.

Para usar tal técnica para atenuar os efeitos do ruído de reboque nos sinais de geofone, devemos começar com os sinais de hidrofone e geofone de domínio de tiro comum registrados, devidamente compensados para as suas respostas de impulso dos respectivos canais de gravação e sensor e suas constantes de transdução, conforme explicado acima. Os sinais de geofone devem ser corrigidos para a sua sensibilidade direcional, conforme explicado acima. Os registros de tiro comum podem ser, em seguida, transformados no domínio de frequência - número de ondas (f - k). Os sinais transformados no domínio (f - k) resultantes podem ser expressos como:

H = P_up (1 - Z) + N_Si + Pda fluxo (4)

G = P_Up (1 + Z) + | Ntow / = 0 nos quais as variáveis correspondentes representam os mesmos

12/14 parâmetros acima descritos nas equações (1) a (3), e N_Tow representa o ruído induzido pelo reboque nos sinais de geofone, essencialmente confinados às frequências entre 0 e fluxo, em que o fluxo é tipicamente de cerca de 20 Hz.

Como descrito na Patente de Vaage et al. referida acima, o ruído de reboque nos sinais de geofone pode ser removido dos sinais de geofone G ao estimar o espectro de G para as frequências entre 0 e fluxo. Tal esti10 mativa pode ser realizada utilizando o espectro dos sinais de hidrofone H. A transformada f - k resultante dos sinais de geofone tendo componentes de baixa frequência sintetizados, Glfc, pode ser representada pela expressão:

+ ϊ /ςο+ζ) f = fluxo fluxo _GlfC = Ο-Ã) fluxo H + 7) /0 V ) + I P41+Z) f = fluxo (5) em que f_nyq representa a frequência de Nyquist, ou seja, a maior frequência contida nos sinais de geofone e hidrofone. Na segunda expressão acima para Glfc, a expressão para H foi substituída pela expressão acima.

A aplicação do operador de efeito fantasma de geofone H e do operador de efeito fantasma de hidrofone Glfc (efeito fantasma de cruzamento) resulta na expressão:

(1 + Z)H = P_w (1 - Z)(l + Z) + (1 + Z)[A^ + Ρ_ΏΛ ] fluxo fnyq (1-Z)G_lfC= \ [P^(1-Z)+N_S7+P_dâ](1 + Z)+ I P_up (1 + Z)(l - Z) (6) ^/=0 „ f = fluxo fluxo (l-Z)G^=f„(l + ZXl-Z) + I [A\,+P_OJ(1 + Z) /=0

A subtração dos sinais de efeito fantasma de cruzamento entre si provê as expressões:

13/14 fluxo a + Z)//-(l-Z)G^=(l+2)[^,+P_pJ- I (1 + 2)(^+/^] <⁷>

(1 + Z)//—(1—Z)G_ÍCC = | (1+Ζ)[ΛΓ„+P_M] f = fluxo

Uma vez que a porção de baixa frequência do espectro de geofone foi computada a partir do espectro de hidrofone para eliminar o ruído de reboque, a porção de baixa frequência do ruído de interferência sísmica de efeito fantasma de geofone e as chegadas diretas se encontram essencialmente ausentes do sinal de diferença acima determinado. No entanto, o sinal de diferença acima pode ainda ser usado para filtrar o ruído dos sinais de hidrofone e/ou geofone, por exemplo, ao zerar os traços de hidrofone em cada amostra de tempo nos mesmos que corresponde a uma amostra de tempo no sinal de diferença tendo uma magnitude maior do que o seu nível de ruído de fundo. O nível de ruído de fundo pode ser calculado como explicado acima.

Embora o exemplo acima inclua a transformação dos sinais no domínio de frequência - número de onda, tal transformação é apenas para fins de conveniência. Será apreciado pelos versados na técnica que o processo acima pode ser realizada sem a necessidade de transformar os sinais no domínio de frequência - número de onda.

Um exemplo de um método de acordo com a invenção é mostrada em um fluxograma na figura 2. Os sinais de hidrofone e geofone são mostrados como sendo adquiridos na referência numérica 200. Os sinais geofone podem ser normalizados para o ângulo de incidência na referência numérica 202. Na etapa 204, os sinais de hidrofones podem ser usados para sintetizar o componente de baixa frequência dos sinais de geofone. Os sinais de hidrofone e geofone podem ser transformados no domínio de frequência - número de ondas. Na etapa 206, os sinais transformados são sinais de efeito fantasma de cruzamento. Na etapa 208, uma diferença entre os sinais de efeito fantasma de cruzamento é determinada. Na etapa 210, o sinal de diferença é usado para atenuar o ruído no sinal de hidrofone. Em

14/14 alguns exemplos, para ser usado para atenuar o ruído no sinal de hidrofone, o sinal de diferença pode ser transformado inverso ao domínio de posição de tempo.

A figura 3 mostra um fluxograma de um exemplo de uso do sinal de diferença para atenuar o ruído no sinal de hidrofone. Na etapa 300, uma média A do valor absoluto do sinal diferença é determinada. Na etapa 302, cada amostra Aj do sinal de diferença é comparada a um múltiplo selecionado X da média A. Quando o valor da amostra excede o múltiplo selecionado de A, neste caso, a amostra correspondente ao tempo no sinal de hidrofone poderá ser ajustada para zero (zerada). O acima apresentado pode ser repetido para cada sinal de hidrofone.

Os métodos de acordo com a presente invenção podem oferecer uma melhor atenuação do ruído originado na água nos sinais sísmicos. Os métodos de acordo com a presente invenção podem possibilitar operações de pesquisa sísmica utilizando os sistemas de aquisição múltipla sem a necessidade de uma operação compartilhada no tempo de fontes sísmicas em tais sistemas múltiplos, economizando tempo e custo.

Embora a presente invenção tenha sido descrita em relação a um número limitado de modalidades, os versados na técnica, tendo o benefício do presente documento, irão perceber que outras modalidades podem ser concebidas, as quais não se afastam do âmbito da presente invenção, tal como indicado no presente documento. Por conseguinte, o âmbito de aplicação da presente invenção deve ser limitado somente pelas reivindicações em anexo.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para atenuar o ruído em sinais sísmicos marinhos, compreendendo as etapas de:

- cruzar o efeito fantasma de sinais sísmicos marinhos responsivos a pressão e de sinais sísmicos marinhos responsivos a um movimento contemporaneamente obtido;

- determinar a diferença entre os sinais de efeito fantasma de cruzamento; e

- usar a diferença para atenuar o ruído em pelo menos um dentre os sinais responsivos a pressão e os sinais responsivos a movimento.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a etapa de cruzar o efeito fantasma compreende a transformação dos sinais responsivos a pressão e dos sinais responsivos a movimento ao domínio de frequência - número de ondas e à aplicação de um operador de efeito fantasma dos sinais responsivos a pressão para os sinais responsivos a movimento e vice versa.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, em que os respectivos operadores de efeito fantasma se referem a um tempo de viagem de energia sísmica entre uma profundidade de sensores sísmicos em um corpo de água e a superfície do corpo de água.
4. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o ruído compreende um ruído de propagação horizontal.
5. Método de acordo com a reivindicação 4, em que o ruído compreende pelo menos um dentre o ruído de um navio e o ruído proveniente de uma fonte de energia sísmica.
6. Método de acordo com a reivindicação 5, em que o ruído de fonte de energia sísmica se origina de uma mesma fonte utilizada para obter os sinais sísmicos responsivos a pressão e os sinais sísmicos responsivos a movimento.
7. Método de acordo com a reivindicação 1, em que os sinais responsivos a movimento são normalizados para um ângulo de incidência de energia sísmica.

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8. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o ruído induzido nos sinais responsivos a movimento ao rebocar um equipamento sísmico em um corpo de água é atenuado mediante a sintetização de uma porção de faixa de frequência selecionada do mesmo, utilizando os sinais responsivos a pressão.
9. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a etapa de usar a diferença compreende a determinação de amostras de tempo da diferença que excede o limite selecionado, e a definição de um tempo correspondente às amostras dos sinais responsivos a pressão iguais a zero.
10. Método de pesquisa sísmica, compreendendo as etapas de:

- rebocar uma fonte de energia sísmica e uma pluralidade de sensores sísmicos responsivos a pressão e sensores sísmicos responsivos a movimento em um corpo de água;

- atuar a fonte de energia sísmica em tempos selecionados;

- gravar os sinais detectados pelos sensores responsivos a pressão e pelos sensores responsivos a movimento;

- cruzar o efeito fantasma dos sinais responsivos a pressão e dos sinais responsivos a movimento;

- determinar a diferença entre os sinais de efeito fantasma de cruzamento; e

- usar a diferença para atenuar o ruído em pelo menos um dentre os sinais responsivos a pressão e os sinais responsivos a movimento.
11. Método de acordo com a reivindicação 10, em que a etapa de cruzar o efeito fantasma compreende a transformação dos sinais responsivos a pressão e dos sinais responsivos a movimento ao domínio de frequência - número de ondas e à aplicação de um operador de efeito fantasma dos sinais responsivos a pressão para os sinais responsivos a movimento e vice versa.
12. Método de acordo com a reivindicação 11, em que os respectivos operadores de efeito fantasma se referem a um tempo de viagem de energia sísmica entre uma profundidade de sensores sísmicos em um corpo de água e a superfície do corpo de água.

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13. Método de acordo com a reivindicação 11, em que o ruído compreende um ruído de propagação horizontal.
14. Método de acordo com a reivindicação 13, em que o ruído compreende pelo menos um dentre o ruído de um navio e o ruído proveniente de uma fonte de energia sísmica.
15. Método de acordo com a reivindicação 14, em que o ruído de fonte de energia sísmica se origina de uma mesma fonte utilizada para obter os sinais sísmicos responsivos a pressão e os sinais sísmicos responsivos a movimento.
16. Método de acordo com a reivindicação 10, em que os sinais responsivos a movimento são normalizados para um ângulo de incidência de energia sísmica.
17. Método de acordo com a reivindicação 10, em que o ruído induzido nos sinais responsivos a movimento ao rebocar um equipamento sísmico em um corpo de água é atenuado mediante a sintetização de uma porção de faixa de frequência selecionada do mesmo, utilizando os sinais responsivos a pressão.
18. Método de acordo com a reivindicação 10, em que a etapa de usar a diferença compreende a determinação de amostras de tempo da diferença que excede o limite selecionado, e a definição de um tempo correspondente às amostras dos sinais responsivos a pressão iguais a zero.