BRPI0918020B1

BRPI0918020B1 - métodos de exploração sísmica

Info

Publication number: BRPI0918020B1
Application number: BRPI0918020A
Authority: BR
Inventors: L Abma Raynond
Original assignee: Bp Corp North America Inc
Priority date: 2008-08-15
Filing date: 2009-08-17
Publication date: 2019-09-10
Also published as: EG25929A; CN102124374B; US20100039894A1; EP2356492B1; EP2356492A1; WO2010019957A1; BRPI0918020B8; BRPI0918020A2; CA2731985A1; CN102124374A; CA2731985C; US8295124B2

Abstract

métodos de exploração sísmica. este é um método para separar fontes simultâneas que usa uma abordagem do tipo inversão. cada fonte será de preferência ativada num tempo aleatório com respeito às outras. estas demoras aleatórias tendem a tornar a interferência entre fontes incoerente, enquanto as reflexões criam eventos coerentes dentro de uma série de tiros. a separação dos tiros é realizada via um processo de inversão numérica que utiliza as varreduras para cada tiro, os tempos de início de cada tiro e a coercência de eventos de reflexão entre tiros próximos. este método permitirá que sondagens sísmicas sejam adquiridas mais rapida e mais economicamente.

Description

“MÉTODOS DE EXPLORAÇÃO SÍSMICA”

RELATÓRIO DESCRITIVO

Campo Técnico [0001] Esta invenção refere-se ao objeto geral de exploração sísmica e, em particular, a métodos para estimar sinais sísmicos e outros, que são representativos do subsolo.

Antecedentes da Invenção [0002] Um levantamento sísmico representa uma tentativa de reproduzir imagens ou mapear o subsolo da terra através do envio de energia sonora para dentro do solo e gravação de “ecos” que retornam a partir das camadas de rocha abaixo. A fonte da energia sonora que se desloca para baixo poderia provir, por exemplo, de explosões ou vibradores sísmicos em terra, ou canhões de ar em ambientes marinhos. Durante um levantamento sísmico, a fonte de energia é colocada em vários locais próximos à superfície da terra acima de uma estrutura geológica de interesse. Cada vez que a fonte é ativada, ela gera um sinal sísmico que se desloca para baixo através terra, é refletido e, após seu retorno, é gravado em um grande número de locais na superfície. Múltiplas combinações de fonte / gravação são então combinadas para criar um perfil quase contínuo do subsolo que pode se estender por muitos quilômetros. Em um levantamento sísmico bidimensional (2-D), os locais de gravação são geralmente dispostos ao longo de uma única linha, ao passo que em um levantamento tridimensional (3-D) os locais de gravação são distribuídos por toda a superfície em um padrão de grade. Em termos mais simples, uma linha sísmica 2-D pode ser imaginada como proporcionando uma imagem de seção transversal (corte vertical) das camadas de terra, como elas existem diretamente abaixo os locais de gravação. Um levantamento 3

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D produz um “cubo” ou volume de dados que é, pelo menos conceitualmente, uma imagem 3-D do subsolo que se encontra embaixo da área de pesquisa. Na realidade, porém, ambos os levantamentos 2-D e 3-D interrogam algum volume de terra que está situado embaixo da área coberta pelo levantamento.

[0003] Um levantamento sísmico é composto por um número muito grande de registros ou traços sísmicos. Em um levantamento típico de 2-D, normalmente haverá várias dezenas de milhares de traços, enquanto que em um levantamento 3-D o número de traços individuais pode perfazer vários milhões de traços. O capítulo 1, páginas 9-89, de Seismic Data Processing por Ozdogan Yilmaz, Society of Exploration Geophysicists, de 1987, contém informações gerais relativas ao processamento convencional 2-D e cuja exposição é aqui incorporada para referência. Informações antecedentes relativas à aquisição de dados 3-D e processamento podem ser encontradas no capítulo 6, páginas 384-427, de Yilmaz, cuja exposição é também aqui incorporada por referência.

[0004] Um traço sísmico é uma gravação ou registro digital da energia acústica refletindo-se a partir das heterogeneidades ou descontinuidades no subsolo, uma reflexão parcial ocorrendo cada vez que existe uma alteração nas propriedades elásticas dos materiais de subsolo. As amostras digitais são normalmente adquiridas a intervalos de 0,002 segundo (2 milissegundos ou “ms”), apesar de intervalos de amostragem de 4 milissegundos e 1 milissegundo também serem comuns. Cada amostra discreta em um traço sísmico digital convencional é associada com um tempo de deslocamento e, no caso da energia refletida, um tempo de deslocamento nos dois sentidos desde a fonte até o refletor e novamente de volta para a superfície, assumindo, naturalmente, que a fonte e receptor estão ambos localizados na

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3/42 superfície. Muitas variações do arranjo convencional de fonte-receptor são usadas na prática, por exemplo, levantamentos de VSP (perfis sísmicos verticais) (Vertical Seismic Profiles), levantamentos no fundo do mar etc. Além disso, o local de superfície de todos os traços em um levantamento sísmico é cuidadosamente monitorado e geralmente é feita uma parte do traço propriamente dito (como parte da informação de cabeçalho de traço). Isso permite que a informação sísmica contida nos traços seja posteriormente correlacionada com locais específicos de superfície e subsolo, proporcionando assim um meio para postagem e contorno de dados sísmicos - e os atributos extraídos dos mesmos - em um mapa (ou seja, “mapeamento”).

[0005] Os dados em um levantamento 3-D são passíveis de visualização em um número de maneiras diferentes. Primeiro, “fatias de tempo constante” horizontais podem ser extraídas de um volume sísmico empilhado ou não empilhado através da coleta de todas as amostras digitais que ocorrem no mesmo tempo de deslocamento. Esta operação resulta em um plano horizontal 2-D de dados sísmicos. Pela animação de uma série de planos 2-D é possível para o intérprete garimpar o volume, dando a impressão de que camadas sucessivas estão sendo arrancadas de forma que a informação que se situa embaixo pode ser observada. Da mesma forma, um plano vertical de dados sísmicos pode ser tomado em um azimute arbitrário através do volume pela coleta e exibição dos traços sísmicos que se encontram ao longo de uma linha particular. Esta operação, com efeito, extrai uma linha sísmica 2-D individual a partir de dentro do volume de dados 3-D. Também deve ser notado que um conjunto de dados 3-D pode ser considerado como sendo constituído por um conjunto de dados 5-D que foi reduzido em dimensionalidade por seu empilhamento em uma imagem 3-D. As dimensões são tipicamente o tempo (ou a profundidade “z”), “x” (por exemplo, Norte-Sul), “y” (por exemplo, Leste-Oeste),

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4/42 deslocamento de fonte-receptor na direção x, e deslocamento de fontereceptor em direção y. Embora os exemplos aqui possam concentrar-se nos casos 2-D e 3-D, a extensão do processo para quatro ou cinco dimensões é muito simples.

[0006] Os dados sísmicos que foram devidamente adquiridos e processados podem fornecer uma riqueza de informações para o pesquisador, um dos indivíduos dentro de uma empresa de petróleo, cujo trabalho é de localizar locais de perfuração potenciais. Por exemplo, um perfil sísmico proporciona ao pesquisador uma ampla visão da estrutura do subsolo das camadas de rocha e freqüentemente revela características importantes associadas com o aprisionamento e armazenagem de hidrocarbonetos, tais como falhas, dobras, anticlínios, discordâncias e abóbadas de sal e recifes subterrâneos, entre muitos outros. Durante o processamento informático de dados sísmicos, estimativas de velocidades de rochas abaixo da superfície são rotineiramente geradas e heterogeneidades próximas à superfície são detectadas e exibidas. Em alguns casos, os dados sísmicos podem ser usados para estimar diretamente a porosidade da rocha, a saturação de água e teor de hidrocarbonetos. Menos obviamente, atributos de forma de onda sísmica, tais como fase, amplitude de pico, razão de pico-paradepressão, e uma série de outros, muitas vezes podem ser empiricamente correlacionados com ocorrência de hidrocarbonetos conhecidas e que a correlação aplicada a dados sísmicos coletados ao longo de novos alvos de exploração.

[0007] Naturalmente, um problema bem conhecido com dados sísmicos é que é relativamente caro de adquirir. De fato, em alguns casos, o custo do levantamento pode determinar se ou não as economias da meta proposta são favoráveis. Assim, as técnicas que tendem a reduzir o custo de tais levantamentos são sempre bem-vindas.

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5/42 [0008] O disparo estreitamente espaçado de duas ou mais fontes foi há muito tempo reconhecido como uma estratégia para reduzir o custo de aquisição de dados sísmicos. A idéia básica por trás dessa abordagem é que uma linha ou malha de receptores será pesquisada e que fontes múltiplas serão seqüencialmente ativadas durante um único período de gravação. Assim, as reflexões de subsolo a partir de uma excitação de fonte inicial podem ser embaralhadas com aquelas que foram adquiridas mais tarde, ou seja, um levantamento de “fonte misturada” é adquirido. É de notar-se que isto está em gritante contraste com as técnicas convencionais de levantamento, onde as reflexões de subsolo retornando a partir de uma fonte jamais seriam permitidas que se sobrepusessem às reflexões de outra.

[0009] Embora a abordagem de fonte misturada tenha o potencial de reduzir drasticamente o tempo no campo, reduzindo assim o custo do levantamento proporcionalmente, um problema óbvio é que pode ser difícil separar os disparos individuais em seguida. Dito de outra maneira, o que é de importância crítica na interpretação de dados sísmicos é a profundidade de cada refletor. Falando um modo geral, a profundidade de um refletor é determinada por referência ao seu tempo de deslocamento sísmico nos dois sentidos. Assim, em um levantamento com múltiplas fontes é a maior prioridade determinar qual das reflexões de subsolo observadas está associada a cada fonte, caso contrário seu tempo de deslocamento de duas ondas não pode ser determinado confiavelmente.

[00010] Naturalmente, a separação dos dois ou mais disparos a partir de um único registro sísmico foi previsivelmente problemática. Embora outros tenham procurado resolver este problema, até à data presente não existiu um método satisfatório de realizar isso.

[00011] Até então, como é bem conhecido no processamento sísmico

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6/42 e nas técnicas de interpretação sísmica, tem havido uma necessidade de um método de separação de duas ou mais fontes sísmicas que foram ativadas durante um único registro. Por conseguinte, deve, agora, ser reconhecido, como foi reconhecido pelo presente inventor, que existe e tem existido há algum tempo uma necessidade muito real de um método de processamento de dados sísmicos que enfrentasse e resolvesse os problemas acima descritos.

[00012] Antes de prosseguir com uma descrição da presente invenção, no entanto, deve ser notado e relembrado que a descrição da invenção que se segue, juntamente com os desenhos acompanhantes, não deve ser interpretada como limitando a invenção aos exemplos (ou modalidades preferidas) mostrados e descritos. Isto é assim porque aqueles especializados na técnica à qual a invenção pertence serão capazes de conceber outras formas dessa invenção dentro do âmbito das reivindicações anexas.

Sumário da Invenção [00013] De acordo com um aspecto preferido da presente invenção, é provido um sistema e método para separar múltiplas fontes sísmicas que foram ativadas durante um único registro sísmico. Em particular, esta invenção permite que um usuário separe fontes adquiridas com o registro dos refletores sobrepostos no tempo. O uso de mais de um conjunto de fontes sísmicas permitirá que levantamentos sísmicos sejam obtidos mais rapidamente que se as reflexões resultantes a partir das diferentes fontes pudessem ser separadas. Este método pode ser especialmente eficaz com a aquisição de levantamentos de grande azimute, uma vez que a cinemática dos refletores será significativamente diferente para disparos diferentes, permitindo que a continuidade das reflexões seja usada em várias dimensões.

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7/42 [00014] Em suma, a presente invenção utiliza um método do tipo de inversão para separar registros sísmicos que contêm múltiplas fontes sísmicas (por exemplo, Vibroseis®, canhões de ar etc.) que contêm refletores sobrepostos. Na modalidade preferida, as fontes serão iniciadas (por exemplo, disparadas) em momentos aleatórios, enquanto múltiplos receptores estão sendo registrados. Estes atrasos aleatórios tendem a tornar a interferência entre as diferentes fontes incoerente, enquanto as reflexões associadas com a mesma fonte criam eventos coerentes. A separação será feita preferivelmente com um processo de inversão numérica, que utiliza as varreduras para cada disparo, os tempos de início de cada disparo, e a coerência dos eventos de reflexão entre os disparos nas proximidades. Este método tem o potencial de permitir que levantamentos sísmicos sejam obtidos de forma mais rápida e mais barata do que tem sido até, agora, possível.

[00015] Em uma modalidade preferida, o sistema de equações que deve ser invertido pode ser descrito como d = Γ S m, onde d é uma representação matricial dos dados sísmicos registrados, m é o conjunto de sinais de reflexão separados, S é a matriz ou operador que descreve a similaridade entre os disparos nas proximidades, e Γ é uma matriz que define a combinação ou mistura das fontes individuais. As entradas na matriz S (ou o operador que define S) podem ser selecionadas por qualquer método que restringe os eventos em disparos nas proximidades para serem similares ou coerentes em algum sentido. Em algumas modalidades preferidas, as entradas de S serão selecionadas de acordo com um algoritmo que tende a atenuar os sinais entre os disparos nas proximidades. A matriz S pode ser projetada para aumentar a coerência em várias dimensões, dependendo a geometria da aquisição.

[00016] Em outra modalidade preferida, o sistema de equações que

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8/42 deve ser invertido pode ser descrito como Wd = W Γ S m, onde d é uma representação matricial dos dados sísmicos registrados, m é o conjunto de sinais de reflexão desejados, S é a matriz que descreve a similaridade entre os disparos nas proximidades, Γ é uma matriz que define a combinação ou mistura de fontes individuais, e W é uma matriz de peso que pode ser usada, por exemplo, para explicar as diferenças em amplitude de sinal registrado (por exemplo, para permitir que a amplitude de sinais recuperados a partir dos receptores perto da fonte seja atenuada para coincidir com as amplitudes obtidas a partir de receptores situados mais longe).

[00017] Na modalidade preferida, excitações de fonte que ocorrem dentro do mesmo registro serão separadas no tempo por intervalos de tempo aleatórios. Registros a partir de disparos que estão assim espaçados serão menos prováveis que contenham energia coerente a partir de disparos que foram obtidos em estreita proximidade de tempo, tornando-os assim mais susceptíveis de serem separados posteriormente. Por excitação dos disparos em momentos aleatórios, quando estes disparos são corrigidos para seus zeros de tempo individuais, eles terão sinais que são coerentes do ponto de fonte ao ponto de fonte, enquanto os disparos de interferência tenderão a ser incoerentes e podem ser separados pelo processo de inversão aqui ensinado. Isso reforça a operação das medidas de coerência no presente processo de separação.

[00018] Assim, na modalidade preferida, a aplicação do presente processo de inversão provê disparo razoavelmente limpo, que pode ser usado tanto para geração de imagens quanto para a análise de préempilhamento, como análise AVO (Amplitude vs. Deslocamento).

[00019] Naturalmente, a obtenção de dados sísmicos com disparos onde a informação registrada a partir de um disparo sobrepõe-se em

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9/42 tempo com outros disparos tem o potencial de reduzir significativamente o tempo (e custo) necessário para disparar um levantamento sísmico. Esta abordagem pode permitir também intervalos de ponto de disparo mais estreitamente espaçados (por exemplo, durante um levantamento marinho), que poderiam prover potencialmente melhores imagens sísmicas que melhorariam as chances de descoberta de quantidades econômicas de petróleo e/ou gás.

[00020] O precedente foi delineado em termos amplos das características mais importantes da invenção revelada aqui, de forma que a descrição detalhada que segue pode ser entendida de forma clara, e assim que a contribuição do presente inventor para a técnica pode ser mais bem apreciada. A presente invenção não deve ser limitada na sua aplicação aos detalhes da construção e aos arranjos dos componentes expostos na seguinte descrição ou ilustrados nos desenhos. Em vez disso, a invenção é capaz de outras modalidades e de ser praticada e realizada em várias outras formas não especificamente enumeradas aqui. Finalmente, deve ser entendido que a fraseologia e a terminologia utilizadas neste documento são para fins de descrição e não devem ser consideradas como uma limitação, salvo se a descrição especificamente limitar assim a invenção.

Breve Descrição dos Desenhos [00021] Outros objetivos e vantagens da invenção se tornarão aparentes após a leitura da seguinte descrição detalhada e em referência aos desenhos, nos quais:

[00022] A Figura 1 ilustra o ambiente geral da presente invenção.

[00023] A Figura 2 ilustra uma seqüência de processamento sísmico adequada para uso com a presente invenção.

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10/42 [00024] A Figura 3 contém um esquema em vista plana de um levantamento de fonte combinada típica.

[00025] A Figura 4 ilustra esquematicamente como disparos diferentes podem ser identificados e extraídos no levantamento de fonte mista.

[00026] A Figura 5 contém uma ilustração de como os correspondentes registros de receptor podem ser identificados e extraídos.

[00027] A Figura 6 ilustra um registro de receptor que é associado a uma determinada fonte, e que foi extraído a partir de suas excitações de fonte.

[00028] A Figura 7 ilustra esquematicamente como os disparos processados para uma fonte selecionada são deslocados no tempo e armazenados na memória intermediária de saída.

[00029] A Figura 8 contém um fluxograma de uma modalidade preferida da presente invenção.

[00030] A Figura 9 contém uma lógica de operação preferida, que seria adequada para uso quando a fonte é vibratória.

[00031] A Figura 10 ilustra uma lógica de operação detalhada preferida que seria adequada para uso quando a fonte é impulsiva.

DESCRIÇÃO DETALHADA [00032] Embora esta invenção seja suscetível de materialização de muitas formas diferentes, é mostrada nos desenhos e será aqui descrita a seguir em detalhe com base em algumas modalidades específicas da presente invenção. Deve ser entendido, todavia, que a presente exposição deve ser considerada uma exemplificação dos princípios da

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11/42 invenção e não se destina a limitar a invenção às modalidades específicas ou algoritmos assim descritos.

AMBIENTE GERAL DA INVENÇÃO [00033] A Figura 1 ilustra o ambiente geral em que a presente invenção seria normalmente usada. Um levantamento sísmico é projetado 110 pelo pesquisador para cobrir uma área de interesse econômico. Parâmetros de aquisição de campo (por exemplo, o espaçamento de disparo, espaçamento entre linhas, dobras etc.) são tipicamente selecionados em conjunção com esta etapa, embora seja comum modificar os parâmetros de projeto ideal ligeiramente (ou substancialmente) no campo para acomodar as realidades da realização do levantamento.

[00034] Os dados sísmicos (ou seja, traços sísmicos) são coletados no campo 120 sobre um alvo subsuperficial ou subterrâneo de importância econômica potencial e normalmente são enviados em seguida para um centro de processamento 150, onde os traços serão submetidos a vários algoritmos para torná-los mais adequados para utilização na exploração. Em alguns casos, pode haver certa quantidade de processamento de dados inicial, enquanto os dados ainda estão no campo e isso está se tornando mais comum e viável dado à capacidade de computação que está disponível para as equipes de campo.

[00035] No centro de processamento, uma variedade de processos preparatórios 130 é tipicamente aplicada aos traços sísmicos para torná-los prontos para uso pelo pesquisador. Os traços processados, então, serão disponibilizados para uso pela presente invenção e podem ser armazenados, apenas a título de exemplo, no disco rígido, fita magnética, disco magneto-óptico, disco DVD, ou outros meios de armazenamento em massa.

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12/42 [00036] Os métodos expostos aqui seriam mais bem implementados na forma de um programa de computador 140 que foi carregado em um computador programável 150, onde ele é acessível por um intérprete sísmico ou processador. Observe que um computador 150 adequado para uso com a presente invenção normalmente incluiria, além de ‘mainframes’, servidores e estações de trabalho, super computadores e, mais geralmente, um computador ou rede de computadores que prevêem computações paralelas e maciçamente paralelas, onde a carga computacional é distribuída entre dois ou mais processadores. Como também é ilustrado na Figura 1, no arranjo preferido, algum tipo de zona digitalizada do modelo de interesse 160 pode ser especificada pelo usuário e provida como entrada para o programa de computador de processamento. No caso de uma seção sísmica 3-D, a zona do modelo de interesse 160 incluiria normalmente especificações quanto à extensão lateral e espessura (que poderia ser variável e poderia ser medida em tempo, profundidade, freqüência etc.) de um alvo subsuperficial ou de subsolo. A forma exata pela qual essas zonas são criadas, captadas, digitalizadas, armazenadas e, posteriormente, lidas durante a execução do programa não é importante para a presente invenção e aqueles especializados na técnica reconhecerão que isso poderia ser feito de várias maneiras.

[00037] Um programa 140 incorporando a presente invenção pode ser transmitido para o computador que deve executá-lo por meio de, por exemplo, um disquete, um disco magnético, uma fita magnética, um disco magneto-óptico, um disco óptico, um CD- ROM, um disco de DVD, um cartão de memória RAM, uma placa de memória RAM, um chip PROM, ou carregado em uma rede. Em um típico ambiente de processamento sísmico, os métodos da presente invenção seriam feitos parte de um pacote maior de módulos de software que é projetado para executar muitas das etapas de processamento listadas na Figura 2.

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Após o processamento pelos presentes métodos, os traços resultantes seriam tipicamente ordenados em mapas, empilhados e exibidos, ou em um monitor de computador colorido de alta resolução 170 ou em forma de cópia impressa como uma seção sísmica impressa ou um mapa 180. O intérprete sísmico, então, usaria as imagens exibidas para ajudá-lo na identificação de características de subsolo propícias para a geração, migração e acumulação de hidrocarbonetos.

[00038] Como foi indicado anteriormente, a presente invenção será preferencialmente feita uma parte de, e incorporada em uma, seqüência de processamento sísmico convencional, do tipo geralmente descrito na Figura 2. Aqueles de conhecimento comum na técnica irão reconhecer que as etapas de processamento ilustradas na Figura 2 são apenas amplamente representativas dos tipos de processos que poderiam ser aplicados a esses dados e a escolha e a ordem das etapas de tratamento, e os algoritmos particulares envolvidos, podem variar consideravelmente, dependendo do processador sísmico individual, da fonte de sinal (vibrador, dinamite etc.), da localização do levantamento (terra, mar etc.) dos dados, da empresa que processa os dados etc.

[00039] Como uma primeira etapa e como está ilustrado na Figura 2, um levantamento sísmico 2-D ou 3-D é realizado sobre um particular volume de subsolo da superfície terrestre (etapa 210). Os dados coletados no campo consistem de traços sísmicos não empilhados (ou seja, não somados) que contêm informação digital representativa do volume de terra situada abaixo do levantamento. Métodos pelos quais esses dados são obtidos e processados para uma forma adequada para uso por processadores sísmicos e intérpretes são bem conhecidos por aqueles de conhecimento comum na arte. Observe que, para fins de presente exposição, o levantamento sísmico será uma fonte de levantamento misturada, em que reflexões a partir de uma posterior

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14/42 ativação de fonte podem interferir com (ou coincidir no tempo com) reflexões de uma anterior. Após os disparos terem sido separados de acordo com a presente invenção, os traços sísmicos não empilhados resultantes dessa operação são utilizáveis como seria qualquer outra coleta de traços sísmicos.

[00040] A finalidade de um levantamento sísmico é a obtenção de uma coleção de traços sísmicos espacialmente relacionados sobre um alvo subsuperficial ou de subsolo de alguma importância econômica potencial. Dados que são adequados para a análise pelos métodos expostos aqui podem consistir de, apenas para fins de ilustração, uma linha sísmica 2-D não empilhada, uma linha sísmica 2-D não empilhada extraída a partir de um levantamento sísmico 3-D ou, preferencialmente, uma porção 3-D não empilhada de um levantamento sísmico 3-D. A invenção aqui exposta é mais eficaz quando aplicada a um grupo de traços sísmicos empilhados que mantêm uma relação espacial subjacente em relação a alguma característica geológica do subsolo. Novamente, apenas para fins de ilustração, a discussão que se segue será formulada em termos de traços contidos em um levantamento 3-D (empilhado ou não empilhado, conforme a necessidade de discussão), embora qualquer grupo reunido de com traços sísmicos espacialmente relacionados pudesse concebivelmente ser usado.

[00041] Depois que os dados sísmicos são obtidos (etapa 210), eles tipicamente são levados para um centro de processamento onde algumas etapas de processamento iniciais ou preparatórias são aplicadas a eles. Como é ilustrada na Figura 2, uma etapa inicial comum 215 é projetada para editar os dados sísmicos de entrada em preparação para o processamento subsequente (por exemplo, demux, recuperação de ganho, conformação de pequenas ondas, remoção de

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15/42 traços ruins etc.). Isto poderia ser seguido pela especificação da geometria do levantamento (etapa 220) e armazenamento de um número de disparo / receptor e um local de superfície como parte de cada cabeçalho de traço sísmico. Uma vez quando a geometria foi especificada, é costume realizar uma análise de velocidade e aplicar uma correção NMO (movimento normal) para corrigir cada traço no tempo para levar em conta os atrasos de momento de chegada de sinal causados pelo deslocamento.

[00042] Em alguns arranjos preferidos, a presente invenção poderia ser mais bem utilizada em conexão com a etapa 215, ou seja, em conjunção com, ou em lugar das, etapas de correlação de conformação de pequenas ondas / Vibroseis®, embora certamente pudesse ser utilizada em outros lugares dentro deste esquema de processamento generalizado.

[00043] Após o processamento de pré-empilhamento inicial ser completado, é habitual condicionar o sinal sísmico sobre os traços sísmicos não empilhados antes de criar volumes de dados empilhados (ou somados) (etapa 230). Na Figura 2, a etapa 230 contém uma típica seqüência de processamento “Processamento de Sinal / Condicionamento / Geração de Imagens”, mas aqueles especializados na técnica reconhecerão que muitos processos alternativos podem ser usados em lugar dos listados na Figura. Em qualquer caso, o objetivo final do ponto de vista do pesquisador é a produção de um volume sísmico empilhado, ou, no caso de dados 2-D, uma linha sísmica empilhada, para uso na exploração de hidrocarbonetos no subsolo da terra.

[00044] Como é também sugerido na Figura 2, qualquer amostra digital dentro de um volume sísmico empilhado é identificada unicamente por um terceto (X, Y, TEMPO), com as coordenadas X e Y

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16/42 que representam alguma posição sobre a superfície da terra, e a coordenada de tempo medindo um tempo de chegada registrado dentro do traço sísmico (etapa 240). Para fins de especificidade, será assumido que a direção X corresponde à direção “em linha”, e medida Y corresponde à direção de “linha transversal”, como os termos “em linha” e de “linha transversal” são geralmente entendidos na arte. Embora o tempo seja uma unidade de eixo preferida e o mais comum na vertical, aqueles especializados na técnica entenderão que outras unidades que são certamente possíveis podem incluir, por exemplo, profundidade ou freqüência. Além disso, é bem conhecido por aqueles especializados na técnica que é possível converter os traços sísmicos de uma unidade de eixo (por exemplo, tempo) para outra (por exemplo, profundidade), utilizando as técnicas de conversão matemática.

[00045] O pesquisador pode fazer uma interpretação inicial 250 do volume empilhado resultante, onde ele ou ela localiza e identifica os refletores principais e falhas, onde quer que ocorram no conjunto de dados. Isto pode ser seguido por melhoria de dados adicional 260 dos dados sísmicos empilhados ou não empilhados e/ou geração de atributos (etapa 270) a partir deles. Em muitos casos, o pesquisador irá revisar sua interpretação original à luz da informação adicional obtida a partir das etapas de melhoria dos dados e de geração de atributos (etapa 280). Como uma etapa final, o pesquisador irá tipicamente usar informação recolhida a partir dos dados sísmicos, juntamente com outros tipos de dados (levantamentos magnéticos, levantamentos de gravidade, dados LANDSAT, estudos geológicos regionais, perfilações de poço, núcleos de poço etc.) para localizar características estruturais ou estratigráficas do subsolo, propícias à geração, acumulação, ou migração de hidrocarbonetos (ou seja, a geração de prospecção 290).

MODALIDADES PREFERIDAS

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17/42 [00046] De acordo com uma primeira modalidade preferida da presente invenção, é provido um método de separar duas ou mais fontes sísmicas que foram ativadas durante uma única seção de registro, onde similaridade entre disparos nas proximidades é usada para restringir o processo de inversão.

[00047] Retornando primeiramente para as Figuras 3 e 4, em um arranjo preferido, um levantamento terrestre de fonte misturada será coletado por primeiramente assentar uma série de receptores de 310 em uma configuração 2-D sobre um alvo de interesse de exploração. Em algumas modalidades preferidas, pode haver apenas alguns ou até mesmo vários milhares de receptores 310 no levantamento. Os receptores 310 podem ser conectados por cabos a uma unidade de registro central, eles podem usar a mesma transmissão sem fio para a mesma, ou cada receptor pode conter alguma quantidade de armazenamento de dados interno, em que é feito o registro dos sinais sísmicos recebidos pelo mesmo. Aqueles de conhecimento comum na técnica estarão bastante familiarizados com esses tipos de variações de receptor.

[00048] Na modalidade preferida, os receptores 310 estarão registrando continuamente durante um longo período de tempo. Em algumas variações, os receptores podem estar registrando por algumas horas, um dia e meio, um dia inteiro, vários dias etc. A única exigência é que o registro deve capturar pelo menos duas excitações de fonte. Isto está em contraste com o levantamento sísmico habitual, onde os receptores estão registrando apenas alguns segundos após a ativação de uma fonte.

[00049] Durante o período de tempo em que os receptores estão sendo registrados, inúmeras fontes sísmicas 320 serão ativadas em diferentes locais dentro da área de levantamento 300. Na modalidade

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18/42 preferida, duas ou mais fontes serão utilizadas. No caso de um levantamento marinho é provável que duas fontes sejam utilizadas, mas isto obviamente é algo que é deixado ao critério do projetista de levantamento. Além disso, e preferivelmente, as ativações de fonte serão separadas no tempo por períodos de tempo aleatórios. Ainda mais, e, de preferência, as fontes serão ativadas perto o suficiente no tempo que existirá alguma sobreposição ou mistura entre a disparos. Isto é, por exemplo, no caso de um levantamento na terra onde cada fonte 320 é uma unidade Vibroseis®, prevê-se que as ativações de fonte possam ser separadas por poucos segundos em alguns casos. É de notar-se que a Figura 3, não se destina a sugerir que cada fonte 320 será ativada simultaneamente, mas, ao invés disto, é indicada para indicar que cada fonte está localizada em um local diferente dentro da área de levantamento 300. Durante alguns levantamentos, dez ou mais fontes diferentes podem ser usadas. Como um exemplo de um método de exploração que produz dados que seriam adequados para uso com a presente invenção, atenção é chamada para o WO 2008/025986 (PCT/ GB2007 /003280) “Método de Levantamento Sísmico” (“Seismic Survey Method”), que denomina Howe como seu único inventor, pedido este que é aqui incorporado para referência, como totalmente exposto neste ponto. Howe discute o uso de ativação escalonada de ativações de vibrador em que há alguma sobreposição nas reflexões de subsolo de retorno.

[00050] A Figura 4 sugere de uma maneira geral em que os dados de um levantamento de fonte mistura podem aparecer. Cada receptor 310 originará um traço sísmico (por exemplo, o traço 405) que poderia ser potencialmente dezenas de minutos ou algumas horas (ou dias etc.) em comprimento. Nesta Figura, o traço 405 está mostrado esquematicamente como contendo sinais registrados a partir de quatro excitações de fonte diferentes. Associado a cada receptor 310 estará um

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19/42 local na superfície da terra. Quando os sinais que foram registrados a partir de cada receptor 310 são apropriadamente arranjados e exibidos, na modalidade preferida, um volume 3-D será produzido com cada receptor 310 sendo associado com um local “X” e um “Y”, para incluir locais com base na latitude e longitude etc.

[00051] De preferência, durante um levantamento de fonte misturada, o momento em que cada fonte 320 é ativada será anotado e registrado, fontes estas que podem estar localizadas dentro ou fora do campo receptor. Na Figura 4, T1 e T2 representam os tempos conhecidos (quando medidos a partir de um tempo zero arbitrário), em que duas fontes foram ativadas, com o parâmetro “N” indicando de uma maneira geral o período de tempo (número de amostras) após a ativação de fonte durante o qual reflexões a partir do subsolo a partir dessa fonte podem ser detectadas. Neste exemplo particular, e como será explicado em maiores detalhes abaixo, as duas ativações de fonte são a partir da mesma fonte (por exemplo, varreduras de dois Vibroseis®), de forma que elas não se sobrepõem no tempo. Nesse arranjo, a interferência irá mais provável provir de outras fontes sísmicas que foram ativadas durante a janela de tempo indicada ou que tiveram reflexões no subsolo chegando durante este mesmo intervalo de tempo. Dito isto, a presente invenção seria aplicada da mesma forma, se as duas ou mais ativações fonte a partir da mesma fonte devessem se sobrepor no tempo.

[00052] Passando, agora, para uma discussão sobre a teoria matemática da presente invenção, em uma primeira modalidade preferida, o levantamento sísmico misturado pode ser representado matematicamente pela equação:

d = Γ S m, [00053] onde d é o dado registrado do tipo esquematicamente

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20/42 ilustrada na Figura 4 , m é o conjunto de sinais de reflexão desejados baseados em ativações de fonte que foram totalmente separadas (ou seja, a resposta do “modelo”), S é uma matriz ou operador que restringe a solução por exigir similaridade entre a disparos nas proximidades, e Γ é a combinação ou mistura de matriz que descreve os tempos de ativação das fontes individuais. Em algumas modalidades preferidas, a matriz gama será composta de zeros e uns que estão situados de forma a introduzir cada disparo em seu local-tempo apropriado na matriz de dados d. S pode ser qualquer método de restrição dos eventos em disparos nas proximidades para serem semelhantes ou coerentes. S não é limitado a aplicações em uma única direção, mas se destina a ser aplicado à dimensionalidade total dos dados obtidos (por exemplo, 2-D, 3-D, 4-D etc.). Além disso, não deve ser considerado a partir da equação prévia que S é necessariamente um operador linear. Embora em algumas modalidades preferidas, será, em outros casos, essa variável que irá representar um operador não linear, ou uma versão linearizada do mesmo.

[00054] Em uma modalidade preferida, S representa uma transformada rápida de Fourier (“FFTs”). Para disparos irregularmente espaçados, S pode ser mais bem calculado com transformadas discretas de Fourier ou algum outro método que permite a amostragem irregular dos disparos. Aqueles de conhecimento comum na técnica entenderão como essas transformadas são calculadas.

[00055] Em outra modalidade preferida, um levantamento sísmico misturado pode ser representado matematicamente pela equação:

W d = W Γ S m [00056] onde d, m, S, e Γ têm os mesmos significados que foram indicados anteriormente, e onde a matriz W é uma matriz de peso

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21/42 arbitrário. Um uso para a matriz W é o de prover um meio sistemático de lidar com variações de amplitude dentro do levantamento. Por exemplo, na Figura 3, os receptores 310 que estão localizados próximos a um disparo 320 tenderão a ter sinais amplitude mais altos do que aqueles que estão localizados mais longe. A matriz W poderia ser usada para corrigir a proximidade do disparo e criar traços de amplitude igual ou quase igual. É claro que, se W for escolhida para ser uma matriz de identidade, o sistema não ponderado das equações apresentadas anteriormente será obtido.

[00057] De um modo geral, os pesos e as restrições podem ser úteis na melhoria da qualidade dos resultados ou na aceleração da taxa de convergência. Por exemplo, a exigência que a solução seja zero acima do tempo das primeiras chegadas de uma ativação de fonte é uma altura da primeira chegada de uma fonte de ativação é uma restrição natural que poderia ser introduzida.

[00058] As Figuras 9 e 10 contêm lógica de operação de alto nível para modalidades preferidas da presente invenção. A Figura 9 ilustra uma lógica preferida que seria adequada para uso quando as fontes para um levantamento misturado são vibradores sísmicos (por exemplo, um levantamento por Vibroseis®). Como está indicado nesta Figura, como uma primeira etapa preferida 910, os dados serão obtidos usando fontes de vibração de acordo com métodos discutidos em outro lugar. O conjunto resultante de dados misturados, então, de preferência, será desconvolvido para remover o sinal de assinatura / varredura de fonte a partir dos traços (etapa 915). Embora a correlação cruzada seja convencionalmente usada para remover a assinatura da fonte a partir dos dados sísmicos registrados, a desconvolução é preferida pelo presente inventor por causa de sua tendência a preservar amplitudes sísmicas mais fielmente. Dito isto, aqueles de conhecimento comum na

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22/42 técnica reconhecerão que a correlação cruzada do sinal piloto de vibrador com os dados sísmicos registrados certamente poderia ser utilizada. Além disso, deve ser notado que a presente invenção poderia ser praticada sem a remoção da assinatura da fonte (ou seja, tratamento dos dados como impulsivo como na Figura 10). No entanto, nesse caso, a assinatura da fonte provavelmente seria removida dos disparos separados após a convergência ser obtida como parte da seqüência de processamento usual para os dados de vibrador.

[00059] Em seguida e, preferivelmente, os disparos selecionados serão deslocados para o tempo zero (etapa 920), mediante a utilização da matriz gama. Isso pode facilmente ser feito por referência ao tempo de ativação conhecido de cada fonte, que foi gravado durante o levantamento. Note, naturalmente, que esse deslocamento de tempo (e os outros deslocamentos de tempo discutidos aqui em outro lugar) não é uma etapa necessária do presente algoritmo, mas é feito apenas para fins de conveniência computacional. Dito isto, é certamente preferido que os traços sejam extraídos e remanejados (ou sinalizados de outra maneira como estando remanejados) para um tempo zero verdadeiro para o disparo selecionado e, em seguida, deslocados de volta para seu tempo atual de obtenção, como representado pela sua presença nos registros de campo.

[00060] Em seguida, uma restrição de coerência será preferencialmente aplicada (etapa 925). Na modalidade preferida, e como é descrito em maiores detalhes abaixo, isso vai envolver uma transformada de Fourier de uma ou mais dimensões, a aplicação de um limite para os coeficientes de Fourier resultantes, e transformada inversa, como é descrito em conexão com a Figura 8, etapas 820, 840, e 855 abaixo. Dito isto, há muitas formas alternativas de impor essa restrição de coerência, incluindo, sem limitação, a aplicação de uma

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23/42 desconvolução FX, “slant stak” etc. Falando em termos gerais, o objetivo desta etapa é melhorar o sinal coerente dentro dos traços às expensas do ruído incoerente, com as reflexões associadas com o disparo selecionado provavelmente sendo os eventos coerentes de máxima amplitude nos traços.

[00061] Em seguida e preferivelmente, a versão processada de cada disparo selecionado será deslocada de volta para seu tempo original e recombinada com os outras (etapa 930), assumindo, naturalmente, que o deslocamento de tempo opcional (915) foi realizado. Além disso e isso certamente seria preferido no caso de uma fonte de vibrador, o sinal de varredura será convolvido com os dados anteriormente desconvolvidos. Além disso, é preferido que o modelo para os tiros selecionados seja atualizado (etapa 940), utilizando, por exemplo, mínimos métodos de mínimos quadrados ou de gradiente conjugado, como é discutido abaixo em conexão com a etapa 885.

[00062] Se a separação dos disparos for aceitável (o ramo “Sim” do item de decisão 945), o presente método preferivelmente inscreverá os disparos separados para a saída (etapa 950). Caso contrário, as etapas anteriores, preferencialmente, serão repetidas, tal como indicado na Figura 9, até a separação ser aceitável. Observe que para fins da presente exposição, o termo “mapa de fonte única” será usado aqui para se referir a uma excitação de fonte (disparo, vibrador, canhão de ar etc.) que tenha sido pelo menos aproximadamente separada de um mapa de fontes misturadas de acordo para os métodos ensinados aqui.

[00063] Passando a seguir para a Figura 10, um procedimento similar, preferencialmente será seguido quando as fontes sísmicas são impulsivas (por exemplo, dinamite ou dados obtidos e correlacionados com uma varredura Vibroseis comum única na terra, ou canhões de ar no mar (“ off-shore”) etc.) Como antes, um primeira etapa preferida seria

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24/42 obter um levantamento de fonte mista (etapa 1010). Em seguida, os disparos selecionados serão preferencialmente deslocados para o tempo zero (etapa 1015). Em seguida e preferivelmente, uma restrição de coerência (etapa 1020) será aplicada aos dados, como é discutido em maiores detalhes abaixo. Em seguida, os disparos selecionados serão preferencialmente deslocado de volta ao seu tempo original e combinados (isto é, os disparos serão emitidos para frente de forma misturada - etapa 1025). O modelo, então, será preferivelmente atualizado (etapa 1030) e o processo anterior repetido se a separação dos disparos não for aceitável (item de decisão 1035). Caso contrário, os disparos separados serão preferivelmente inscritos para a saída (etapa 1040).

[00064] A Figura 8 contém uma lógica mais detalhada, adequada para uso com a presente invenção. Uma modalidade preferida da presente invenção começa com a captação de um levantamento sísmico de fonte de levantamento sísmico lotados de acordo com os procedimentos discutidos anteriormente. Dito isto, deve ser notado e lembrado que existem muitas maneiras de conceber e recolher um levantamento de fonte misturado e os exemplos dados acima não devem ser usados para limitar o alcance da aplicação da presente invenção. Tudo que é necessário é que os dados sísmicos registrados contenham pelo menos duas ativações de fonte que têm reflexões de retorno (ou ondas de superfície etc.) que se sobrepõem no tempo. Preferencialmente, pelo menos duas fontes diferentes (por exemplo, dois vibradores diferentes etc.) serão utilizadas para fins de eficiência de coleta de dados. Também, observe que o presente método é também diretamente aplicável a levantamentos marinhos. Por exemplo, as diferentes fontes poderiam ser puxadas por diferentes barcos, que, todas, disparam para dentro dos mesmos galhardetes de geofone. Alternativamente, uma única fonte poderia disparar disparos em rápida

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25/42 sucessão etc. O dado de entrada de fonte misturada - que é inicialmente atribuído à “memória intermediária de entrada” da Figura 8 (etapa 805) - pode ser conceituado como sendo similar ao conjunto de dados 3-D da Figura 4.

[00065] Como uma próxima etapa preferida, uma das fontes (por exemplo, um vibrador particular, canhão de ar etc.) será selecionada (etapa 810). É de notar-se que, após a primeira passagem através da lógica da Figura 8, passagens subseqüentes irão selecionar outras fontes e os traços sísmicos e receptores que lhe estão associados.

[00066] Em seguida, preferivelmente todos dos disparos associados com a fonte selecionada serão extraídos a partir da memória intermediária de entrada (etapa 815) e deslocados para o tempo zero (etapa 818). A Figura 4 ilustra conceitualmente como isso poderia ser feito. Como está indicado nessa Figura, deve considerado, para fins de ilustração, que a fonte escolhida foi ativada duas vezes no mesmo local: uma vez no tempo T1 e novamente no tempo T2. Em tal circunstância, preferivelmente um volume de dados horizontal (fatia de tempo) será extraído a partir do levantamento 400 começando no tempo T1 e continuando por um período de tempo predeterminado posteriormente (por exemplo, 10 segundos) que incluirá “N” amostras. Note, é claro, que, por causa da mudança dos sinais correspondentes à mesma ativação de fonte aparecerá em instantes diferentes em traços diferentes, dependendo de sua distância a partir do disparo, mas acomodando como está bem dentro da capacidade de uma pessoa com conhecimento comum na arte. Esta etapa irá produzir o volume sísmico 410.

[00067] Continuando com o exemplo anterior, uma operação similar será realizada para produzir o volume 420, que começa no tempo T2 que, para fins de ilustração, também inclui “N” amostras. Note, é claro,

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26/42 que, na realidade, a extensão de tempo (número de amostras) de cada volume poderia ser diferente (por exemplo, se um vibrador usou um padrão de varredura para uma ativação de fonte e uma varredura mais longa ou mais curta para o outro). Dito isto, para fins de ilustração, será assumido que cada volume é “N” amostras em duração, com N sendo escolhido para incluir a totalidade da ativação de fonte, como registrada por receptores localizados em ambos os deslocamentos de perto e de longe. Para fins de clareza na discussão que se segue, esses volumes serão referidos como mapas de disparo ou registros de disparo porque cada um contém energia sísmica que se origina a partir da excitação da fonte selecionada. Claro que, em um levantamento de fonte misturada, a energia a partir de outras/não selecionadas ativações de fonte seria esperada que também estivesse presente dentro de cada mapa de disparo.

[00068] Cada mapa de disparos 410/420 conterá um número de traços sísmicos indivíduos. Além disso, convém notar que, embora apenas duas ativações de fonte sejam mostradas na Figura 4, na realidade muitas mais de tais ativações seriam tipicamente obtidas a partir de cada fonte durante um levantamento de fonte misturada. Finalmente, note que cada um dos volumes extraídos tipicamente contêm reflexões que se originam a partir de outras ativações de fonte (não selecionadas) que serão atenuadas através dos métodos descritos abaixo.

[00069] De preferência, como uma próxima etapa, um primeiro ou o próximo receptor de será selecionado (etapa 830), dentre os receptores no levantamento (por exemplo, um dos receptores de 310 da Figura 3), o objeto preferido sendo para processar seqüencialmente cada receptor no levantamento, por sua vez.

[00070] Em seguida e preferivelmente, todos os traços nos volumes

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27/42 de disparo extraídos (por exemplo, mapas de disparo 410 e 420) que estão associados com o receptor escolhido serão acessados (etapa 835). Esta etapa está conceitualmente ilustrada na Figura 5. Nesta Figura, um traço correspondente ao receptor selecionado 415 (X1, Y1) é identificado no volume 410 e outro traço 425 que foi registrado pelo mesmo receptor (X1, Y1) é identificado no volume 420. De preferência, os traços identificados 415 e 425 serão montados para formar um mapa de receptor comum 610 (ver a Figura 6), embora aqueles de conhecimento comum na técnica reconheçam que tais traços não precisam ser atualmente movidos conjuntamente em memória contígua, a fim de serem operados em seguida, como é discutido doravante, mas, ao contrário, poderiam ser operados no local, como frequentemente é feito. Ainda, a discussão que se segue será tornada mais clara se for assumido que os traços 415 e 425 foram movidos de seu local de armazenamento original e montados em um mapa de receptor 610, como é indicado esquematicamente na Figura 6.

[00071] Em seguida, preferivelmente uma restrição de coerência será aplicada aos selecionados traços de receptor (ou seja, as etapas 820, 840 e 855). É de notar-se que, embora a restrição coerência preferida envolva o cálculo de uma transformada de Fourier 2D ou superior (etapa 820), dos coeficientes de transformação de limiarização (etapa 840), e uma transformada de Fourier inversa (etapa 855), existem outros métodos de realizar a mesma finalidade. Ou seja, operações bem conhecidas, como desconvolução FX, pilha oblíqua, pilha / filtro mediano, análise de componentes principais etc., poderiam alternativamente ser usados para melhorar a coerência dos traços selecionados em detrimento da energia incoerente, como picos de ruído, reflexões dos disparos não-selecionados etc. Em vista do fato de que os métodos do tipo de FX-decon são relativamente fáceis de computar, eles são particularmente úteis como uma alternativa para limiarização.

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Aqueles de conhecimento comum na técnica compreenderão imediatamente que muitas operações poderiam potencialmente ser realizadas nos dados transformados (ou não transformados) para impor uma condição de coerência nos dados misturados extraídos, a única exigência sendo que tal operação deva tender a rejeitar qualquer energia que não é coerente a partir de traço para traço, e tender a preservar energia coerente e, sobretudo, preservar energia coerente, que é relativamente grande em amplitude em comparação com o ruído.

[00072] Para fins da presente exposição, a aplicação de um limite a um traço sísmico deve ser interpretado para significar a comparação de todos ou de alguns dos valores digitais no traço sísmico com um determinado valor, ou seja, o “limiar”. Aqueles valores que são maiores do que o limiar serão preferivelmente deixados inalterados, enquanto que aqueles que são menores do que o limiar serão preferivelmente substituídos no traço por zero ou algum outro valor, constante, de preferência pequeno.

[00073] É de notar-se que na modalidade preferida, o limiar aplicado será preferivelmente relativamente grande para as primeiras poucas iterações (ou seja, somente valores numéricos relativamente grandes serão passados inalterados) e será reduzido para zero quando a contagem de iteração aumentar, permitindo assim que mais dos coeficientes de Fourier passem à medida que o processo avança. Isso permite que a energia mais forte e mais coerente passe nas iterações iniciais, com a energia mais fraca e menos coerente que está sendo passada nas iterações posteriores. De preferência, nas primeiras iterações o limite será escolhido de forma que cerca de 10% dos valores de dados transformados serão deixados inalterados, com o restante ajustado igual a zero. A(s) iteração(ões) final(is) serão preferencialmente realizada(s) com o limiar igual a zero de forma que todos os valores de

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29/42 transformada de Fourier serão passados. Em outra modalidade preferida, o limite será estabelecido de modo que cerca de (l-(iter / niter)) * 100% dos valores de dado são igualados a zero durante a iteração “iter”, onde “niter” é o número projetado de iterações. Assim, se “niter” for 33, então cerca de 97% dos valores serão zerados durante a primeira iteração.

[00074] Voltando, agora, para a etapa 820, preferivelmente os traços em cada volume / mapa de receptor extraído serão transformados por meio de uma transformada de Fourier discreta para produzir um conjunto de dados de transformada de Fourier. Tipicamente, esta transformação será implementada através da transformada rápida de Fourier, pois o termo é conhecido por aqueles de conhecimento comum na arte. É de notar-se que, embora uma transformada FK seja preferencialmente usada (ou seja, transformada 2D), até uma transformada 5D poderia ser utilizada, dependendo dos critérios de coerência que são usados.

[00075] Como uma próxima etapa preferida 840, a energia coerente no mapa de receptor 610 será melhorada em detrimento à energia incoerente, preferivelmente por limiarização dos dados sísmicos, como descrito anteriormente. Observe que essa etapa corresponde conceitualmente à aplicação da matriz S nas equações anteriores.

[00076] Preferencialmente, os dados limiarizados serão, agora, transformados em inverso ao domínio de tempo / deslocamento (etapa 855).

[00077] De preferência, uma determinação feita em seguida será para saber se este é ou não o último receptor destinado ao processamento (item de decisão 850) e, se não for, o método se ramificará de volta para a etapa 830 e repetidas as etapas que se

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[00078] No caso em que todos dos receptores no disparo selecionado foram processados (o ramo “NÃO” da item de decisão 850), os mapas de receptor serão (ou em efeito ou atualmente) reagrupados em um volume.

[00079] Em seguida, preferivelmente os registros de disparo processados, transformados em inversos, serão deslocados no tempo de volta para seus tempos originais (ou seja, T1 e T2) e integrados em uma memória intermediária de saída (etapa 860), de preferência através de adição aos mesmos. Esta etapa corresponde à aplicação da matriz gama (Γ) nas equações anteriores e é ilustrada conceitualmente na Figura 7, onde uma memória intermediária de saída 700, que terá tipicamente as mesmas dimensões que aquelas do levantamento sísmico original 400, foi preparada para receber os registros de disparo processados 710 e 720. Como deve ser facilmente compreendido por aqueles que possuem conhecimento comum na técnica, os registros de disparo processados 710 e 720 serão preferivelmente somados nos traços correspondentes da memória intermediária de saída 700.

[00080] De preferência, em seguida, uma determinação será feita para saber se há ou não outras fontes adicionais que devem ser processadas (item de decisão 870). Se houver uma ou mais fontes a serem processadas, a presente invenção preferivelmente irá retornar para a etapa 810, caso contrário a presente invenção preferencialmente passará para a etapa 875.

[00081] Como uma próxima etapa preferida 875, a presente invenção irá comparar a memória intermediária de saída com a memória intermediária de entrada, de preferência pelo cálculo da diferença entre os dois arranjos. Em termos do presente exemplo, os

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31/42 dados processados 700 (ou seja, a resposta sísmica calculada a partir da atual estimativa de modelo) serão subtraídos dos dados de entrada 400, com a diferença entre as duas matrizes sendo referida daqui por diante como o “resíduo” (etapa 875).

[00082] Agora, se a (matriz) residual for em algum sentido pequena (ponto de decisão 880), onde “pequena” deve ser entendido como uma espécie de medida numérica dos elementos de tamanho dentro da matriz, a presente invenção irá preferivelmente parar e a memória intermediária de saída atualizada 700 (etapa 885) contendo os disparos separados (m) pode então ser processada para uso na exploração. Em uma modalidade preferida, as iterações continuarão até que as residuais sejam iguais a zero ou muito próximo deste.

[00083] Por outro lado, se as etapas anteriores não produziram uma separação satisfatória dos disparos, o modelo será atualizado (etapa 885) e outra iteração do precedente será preferencialmente realizada. De uma forma mais particular, é preferível que um cálculo de gradiente conjugado seja realizado para melhorar a estimativa contida na memória intermediária de saída 700. Aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão como isso pode ser calculado usando a memória intermediária de entrada (dados originais de levantamento), a melhor estimativa da matriz de disparo separada, e a matriz residual. Naturalmente, gradiente conjugado é apenas um dos muitos esquemas de otimização que pode ser utilizado para atualizar a matriz de modelo. Por exemplo, gradiente conjugado é essencialmente uma abordagem ou proposta L2 (ou seja, mínimos quadrados) e normas alternativas (por exemplo, L0) poderão ser similarmente utilizadas.

[00084] Na prática, foi determinado que cerca de trinta iterações das etapas 810 a 880 produzem frequentemente uma separação satisfatória.

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32/42 [00085] De acordo com outra modalidade preferida, é provido um método substancialmente similar àquele ensinado acima, mas no qual um método alternativo de atenuar o ruído e melhorar a energia coerente em disparos nas proximidades é usado. Em uma modalidade preferida, a etapa 840 da Figura 8 será realizada da seguinte forma. Preferencialmente, os traços associados com o disparo / receptor selecionado serão transformados para produzir uma transformação total 4-D. Ou seja, uma transformada horizontal 2-D será realizada em cada fatia de freqüência dos traços extraídos transformados de 1D, que irá produzir um volume de disparo transformado 3-D, como é bem conhecido no arte. Isso preferivelmente será seguido por uma transformação (horizontal) 1D de cada mapa de receptor comum do tipo descrito e montado em conexão com a etapa 835 (e representado esquematicamente pelo mapa 610 da Figura 6), que foi formado por tomar os traços a partir de cada um dos mapas de disparo transformados em 3-D (ou seja, volumes análogos aos registros de disparo 410 e 420). As operações prévias terão produzido uma transformação 4-D dos dados de entrada associados com a fonte atual. Similarmente, a operação pode ser estendida para 5-D por meio da adição de outra transformada de Fourier na outra direção de deslocamento.

[00086] Em seguida e preferivelmente, os dados transformados 4-D serão limiarizados da maneira descrita anteriormente. Ou seja, no arranjo preferido, alguma percentagem dos menores valores transformados (por exemplo, em magnitude complexa) será estabelecida igual a zero. Naturalmente, outros métodos de determinação do valor limite (por exemplo, alguma porcentagem da amplitude máxima no conjunto de dados) também poderia ser usada e aqueles de conhecimento comum na técnica serão prontamente capazes de projetar isto. Por exemplo, o limite poderia ser escolhido de modo que os

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33/42 menores 90% dos valores no conjunto de dados transformado 4-D serão igual a zero, embora aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que a percentagem atual utilizada pode precisar ser ajustada para cima ou para baixo em uma base de caso a caso a fim de obter os melhores resultados para um levantamento particular.

[00087] Finalmente, os dados limiarizados serão submetidos a uma transformada de inverso 4-D para retornar os dados para mapas de disparo no domínio (X, Y, tempo), em cujo ponto o presente algoritmo preferivelmente irá continuar com a etapa 850.

[00088] É de notar-se que a discussão anterior foi a mais apropriada para o uso com dados de fonte impulsiva. A modificação do precedente para trabalhar com dados de vibrador é simples. Voltando novamente para a Figura 8, assuma, para fins de ilustração, que uma ou mais das fontes é um vibrador sísmico. Nesse caso, um sinal piloto ou similar será tipicamente disponível para cada excitação de fonte (ou seja, uma varredura). Como é bem conhecido por aqueles que possuem conhecimento comum na técnica, costuma-se correlacionar o sinal do piloto com os dados no início da seqüência de processamento. Dentro do contexto da Figura 8, é preferido que o sinal piloto seja removido em conjunção com a etapa 815 ou a etapa 818. Ou seja, na seleção de um disparo para uma determinada fonte, o sinal piloto associado a esse disparo será preferencialmente desconvolvido (ou similarmente removido) a partir dos dados.

[00089] O presente método, então, de preferência continuará inalterado usando os dados com a assinatura de fonte removida até a etapa 860 ser alcançada, momento este no qual o sinal piloto será preferivelmente reintroduzido nos dados (por exemplo, através de convolução), de forma que a memória intermediária de saída irá conter dado que é comparável com os traços de dado originais.

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34/42 [00090] Aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que outras questões de assinatura específica de fonte poderiam ser igualmente resolvidas pela emoção da assinatura, como indicado acima, e reintroduzindo-a posteriormente antes da mistura do registro de disparo processado de volta para a memória intermediária de saída.

[00091] Finalmente, os métodos aqui ensinados podem ser imaginados de forma tão ampla de modo a abranger duas abordagens: uma abordagem construtiva e uma abordagem desconstrutiva. Na abordagem “construtiva”, o presente método preferivelmente constrói o sinal sísmico separado freqüência por freqüência. Na versão “desconstrutiva”, o ponto de partida será preferencialmente o conjunto de dados total (misturado) e ruído de interferência é removido sucessivamente até que somente os dados de modelo totalmente separados permaneçam.

[00092] Usando as definições de variável apresentadas previamente, uma lógica de operação mínima preferida para a versão construtiva (“Versão A”) pode ser expressa como segue:

i. m = 0 ii. dp = 0 iii. dr = d - dp iv. mp = Γ’ dr

v. m = m + mp vi. m' = FFT (m) vii. mp’ = limite (m') viii. mp = FFT ^-1 (mp').

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ix.	dp = Γ MP
x.	Se mais iterações forem necessárias, vá para (iii).

[00093] Similarmente, uma lógica de operação preferida para a versão desconstrutiva (“Versão B”) pode ser escrita como segue.:

xi.	m = 0
xii.	d = dados registrados
xiii.	dm = Γ’ d
xiv.	dm' = FFT (dm)
xv.	mp’ = limite(dm’)
xvi.	mp = FFT^-1(mp’)
xvii.	dp = Γ MP
xviii.	d = d - dp
xix.	m = m + mp
xx.	Se mais interações forem necessárias, vá para (iii),
[00094] onde	as definições destas matrizes são as mesmas que

aquelas apresentadas previamente.

[00095] Deve ser notado que a versão A acima tende a se assemelhar a uma interpolação POCS (isto é, “projeção em conjuntos convexos”) na medida em que ela constrói a saída desejada m por ajustar iterativamente o modelo m ao dado d. A Versão B é similar, mas também poderia ser comparada à interpolação de transformada de Fourier anti-escapamento na medida em que ela desconstrói os dados registrados d no modelo m até d é zero. Uma versão poderia possivelmente ser mais robusta que a versão B, vez que a versão A é

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36/42 provável que seja de mais auto-corretiva. Todavia, a Versão B poderá permitir uma melhor separação, uma vez que aplica os critérios de coerência ao modelo residual, em vez do modelo total. A Versão B é provável que requeira computação com precisão dupla, especialmente quando muitas iterações forem necessárias.

CONCLUSÕES [00096] Embora o método de inversão de gradiente conjugado ensinado acima seja uma abordagem preferida, métodos de inversão também podem ser usados. Em particular, um método POCS (Projection Onto Convex Sets) pode ser usado no lugar, tornando o método mais parecido com uma técnica de processamento de sinal. A restrição que os dados a partir de fontes próximas devem ser similares seria uma das limitações exigidas pelo método POCS. Em outras modalidades preferidas, um algoritmo descendente o mais escalonado ou algoritmo descendente de gradiente similar poderia ser usado no lugar do gradiente conjugado.

[00097] Aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que os métodos de gradiente conjugado (ou Weiner-Levinson) são L2 em natureza. Isso sugere imediatamente que poderia ser útil em algumas circunstâncias minimizar uma norma L1, ou outra norma, em lugar daquela. É bem conhecido que, por exemplo, os quadrados mínimos iterativamente reponderados (“IRLS”) provêem um algoritmo para calcular uma solução de norma L1 (ou outra robusta) para um problema de minimização e tal pode parecer preferido no caso em apreço. No entanto, a experiência tem demonstrado que uma abordagem L1 para resolver as equações de inversão, que é calculada através IRLS nem sempre pode fornecer o melhor resultado. Usando uma projeção em abordagem de conjuntos convexos (“POCS”) para a obtenção de uma solução que se aproxima de uma solução L0 poderia

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37/42 ser uma melhor maneira de calcular esta quantidade em pelo menos algumas circunstâncias.

[00098] Embora a presente invenção preferivelmente inverta os dados do levantamento por meio da resolução de um sistema de equações da forma d = Γ S m, em algumas modalidades preferidas uma abordagem diferente para separar as excitações de fonte poderia ser tomada. Por exemplo, em uma modalidade preferida, as equações resolvidas serão:

d = (Γ) m e = (S') m, [00099] onde d é, como antes, os dados da levantamento misturados, Γ é a matriz de mistura, e S' é um critério de coerência que passa a parte incoerente de m, e m é o desejado dado separado. Embora esta não seja a abordagem preferida, a solução para m produzirá os dados procurados invertidos / separados.

[000100] Como outras alternativas para os métodos de filtragem para melhorar a coerência nos dados acima sugerida, aqueles com conhecimento comum na técnica reconhecerão que várias transformadas de Radon, PEFs (isto é, filtros de previsão de erro), filtragem KL, pequenas ondas, pequenas curvas, “seislets”, SVDs (isto é, decomposição em valor singular), são outros métodos bem conhecidos de melhoria de eventos coerentes, que poderiam ser utilizados em lugar de limiarização. Em algumas modalidades preferidas, as computações de coerência serão modificadas para prever a cinemática esperada de m. Por exemplo, S poderia ser formulado como um filtro de imersão para melhorar a separação de energia proveniente da fronte e daquela que provém da parte traseira de um cabo, ou a energia que vem de um lado de um cabo a partir daquela que provém do outro lado etc.

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38/42 [000101] A matriz S será tipicamente um filtro de 2-D que é aplicado no traço comum (receptor) ou domínios de deslocamento comuns, que é tipicamente uma coletânea em 2-D de traços. Neste caso, interferência irá aparecer como traços ruidosos em um conjunto de dados 2-D. No entanto, se S estiver configurado para ser um filtro / matriz 3-D, tal interferência aparecerá como planos em um volume de 3-D, ao invés de picos no volume 2-D. Em um volume de 4-D, S exibirá interferência 3-D dentro de um volume 4-D, e assim sucessivamente para 5-D ou superior.

[000102] O cálculo de uma dimensionalidade preferida de S dependerá da relação de ruído de interferência para sinal, o que dependerá, por sua vez, da dimensão do volume de dados e da configuração do ruído dentro deste volume. Tipicamente, o volume de maior dimensão irá melhorar a dispersão do sinal a ser separado, mas as questões práticas (computabilidade e tamanho de volume) podem limitar a aplicabilidade da presente invenção, quando usada com as maiores dimensões disponíveis. A forma de S pode se tornar um compromisso que envolve a relação de sinal-para-ruído, a amostragem, e geometria do levantamento.

[000103] Para reduzir a probabilidade de que a interferência proveniente de um disparo não gere eventos coerentes em um conjunto de disparos sendo considerados, as fontes são preferencialmente ativados em momentos aleatórios, uma com relação à outra. Quando os registros sísmicos são corrigidos para cada tempo zero da fonte (ou seja, tempo de ativação), as reflexões relacionadas a essa fonte tenderão a ser coerentes, mas a energia de fontes de interferência tenderá a ser incoerente (isto é, as reflexões não se alinharão), uma vez que o atraso entre os disparos é aleatório. Naturalmente, pode haver uma necessidade de rever os dados coletados por meio do uso de tempos de

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39/42 início aleatórios para evitar aqueles casos em que coerência espúria é produzida por acidente.

[000104] Fontes marinhas que têm atrasos de tempo aleatórios de cerca de algumas centenas de milésimos de segundo podem não exigir o registro contínuo, apesar de a amostragem contínua simplificar o problema. Um método fácil de lidar com este caso seria a de ter um comprimento fixo de registros de saída, que seria o comprimento máximo de registro registrado menos o tempo de atraso máximo. Os dados não seriam totalmente previsíveis, mas a previsão nos momentos de interesse deve ser boa. Enquanto os tempos dos disparos são gravados, o registro contínuo, ou pelo menos a parte dele envolvida na inversão, pode ser reconstruído, apesar de o comprimento de registro de saída seria limitado ao comprimento de registro mencionado acima.

[000105] Levantamentos por “streamers” rebocados marinhos são prováveis que tenham atrasos de tempo aleatórios limitados a menos de um segundo ou assim, em oposição à forma mais geral de obtenção simultânea de fonte, onde cada disparo pode ser em momentos aleatórios. Uma vez que os levantamentos marinhos tenderiam a não ter sinais muito fortes se sobrepondo com sinais muito fracos, os dados na parte posterior do registro poderiam ser ampliados para melhorar a convergência da inversão. Ou seja, uma vez que a inversão preferida opera a partir de eventos de amplitude a mais alta para a amplitude a mais baixa, as reflexões rasas seriam separadas nas primeiras iterações, as amplitudes fracas nas reflexões mais profundas seriam separadas nas iterações posteriores. A ampliação dos dados profundos permitiria tanto refletores rasos quanto profundos fossem separados simultaneamente. Métodos de implementação de tal ampliação são, naturalmente, bem conhecido por aqueles de conhecimento comum na arte.

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40/42 [000106] No caso de registro contínuo, não existe limite natural para o comprimento de traço que pode ser extraído a partir dos dados continuamente registrados. Um aspecto interessante disso é que uma única fonte poderia disparar com mais freqüência. No caso marinho, assumindo que os canhões de ar poderiam ser pressurizados com rapidez suficiente, as ativações de fonte poderiam, por exemplo, ser desativadas a cada três segundos, mas o comprimento de traço extraído pode ser de seis segundos ou mais. Assumindo que os dados assim registrados podem ser efetivamente separados conforme discutido aqui, esta abordagem permitiria espaçamentos de disparo menores, enquanto mantém a velocidade dos barcos.

[000107] Adicionalmente, deve ser notado que, quando as operações devem ser realizadas em traços de um tipo particular (por exemplo, um mapa de disparos), normalmente não é necessário colocar aqueles traços sísmicos em conjunto na memória (por exemplo, através de uma espécie), a fim de aplicar processos de multi-traços aos mesmos. Assim, na exposição acima e nas reivindicações que se seguem, quando se diz que um mapa (por exemplo, mapa de disparos, mapa de receptor etc.) é montado ou acessado para o posterior processamento, essas palavras devem ser interpretadas em seu sentido mais amplo para cobrir situações onde os traços que compreendem o mapa sejam processados no local ou na mosca. Assim, nenhuma ordenação ou outros arranjo dos dados pode ser necessariamente requerido.

[000108] Além disso, em algumas modalidades preferidas, a presente invenção será adaptada para uso com um VSP, disparo de verificação, ou levantamento de fundo de poço similar. A título de explicação, aqueles de conhecimento comum na técnica entenderão que a aquisição VSP pode ser muito cara em termos de tempo de inatividade. O disparo mais rápido de VSPs com fontes de sobreposição poderia ser usado para

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41/42 reduzir significativamente os custos de tais levantamentos. Assim, quando a frase “levantamento sísmico misturado” é utilizada aqui, essa frase deve ser interpretada amplamente para incluir tanto levantamentos em terra quanto marinhos de 2D e 3D, assim como VSPs, levantamentos de furo transversal etc.

[000109] Aqueles de conhecimento comum na técnica reconhecerão que, embora a modalidade preferida utilize um padrão de transformada de Fourier baseada em seno e coseno (e sua transformada associada e/ou valores espectrais), isto não é uma exigência absoluta. De fato, há um número de funções de base que poderia ser utilizado. Tudo o que é necessário é que os dados sísmicos possam ser expressos em termos de coeficientes dessa função. Por exemplo, em algumas variações, em vez de uma análise de frequência baseada em Fourier, alguma outra função poderia ser usada (por exemplo, transformadas de Walsh, pequenas ondas, transformada de Radon etc.). Aqueles de conhecimento comum na técnica verão facilmente como esses coeficientes poderiam ser utilizados para fins de atenuação de ruído da mesma maneira que os coeficientes de Fourier discutidos anteriormente. Assim, quando os termos “espectro de frequência”, “espectro de amplitude”, ou “componentes de Fourier” forem usados aqui, esses termos devem ser interpretados amplamente de forma a incluir toda a coleção dos coeficientes de uma transformada discreta (ortonormal ou não) que pode ser usada para pelo menos aproximadamente reconstruir os dados sísmicos a partir dos quais a transformada foi calculada.

[000110] Além disso, na discussão anterior, a linguagem foi expressa em termos de operações executadas em dados sísmicos convencionais. Todavia, é entendido por aqueles especializados na técnica que a invenção aqui descrita poderia ser aplicada vantajosamente em outras áreas de objeto, e usada para localizar outros minerais no subsolo, além

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42/42 de hidrocarbonetos. Apenas a título de exemplo, o mesmo método aqui descrito poderia potencialmente ser usado para processar e/ou analisar dados sísmicos multicomponentes, dados de onda de corte, dados de modo convertido, dados de levantamento de poço cruzado, dados de VSP, perfilagens sônicas de forma de onda completa, dados de fonte controlada ou outros dados eletromagnéticos (CSEM, t-CSEM etc.), ou simulações digitais baseadas em modelos de quaisquer dos precedentes. Adicionalmente, os métodos reivindicados daqui em diante podem ser aplicados às versões transformadas matematicamente desses mesmos traços de dado, incluindo, por exemplo: traços de dado filtrados, traços de dado migrados, traços de dado transformados por Fourier no domínio de frequência, transformações por transformadas ortonormais discretas, traços de dado de fase instantânea, traços de dado de frequência instantânea, traços de quadratura, traços analíticos etc. Em suma, os processos aqui revelados podem potencialmente ser aplicados a uma ampla variedade de tipos de séries temporais geofísicas, mas são preferencialmente aplicados a um conjunto de séries temporais relacionadas espacialmente.

[000111] Embora o dispositivo inventivo tenha sido descrito e ilustrado aqui por referência a certas modalidades preferidas em relação aos desenhos em anexo, várias mudanças e outras alterações, além daquelas indicadas ou sugeridas aqui, podem ser feitas por aqueles especializados na técnica, sem fugir do espírito do conceito inventivo, cujo escopo é determinado pelas Reivindicações seguintes.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1 - Método de Exploração Sísmica, sobre região da subsuperfície contendo características estruturais ou estratigráficas conducentes à presença, migração ou acumulação de hidrocarbonetos, em que é proporcionada uma sondagem sísmica de fontes misturadas que contém pelo menos duas excitações de interferência de fontes sísmicas, caracterizado por que compreende as etapas de:

(a) num computador, acessar pelo menos uma parte de dita sondagem de fontes sísmicas misturadas;

(b) selecionar uma das referidas pelo menos duas excitações de interferência de fontes sísmicas;

(c) separar a citada excitação de fonte selecionada a partir de ditas pelo menos duas excitações de interferência de fontes sísmicas usando inversão dispersa, produzindo, assim, uma junção única de fontes; e (d) usar a referida junção única de fontes para explorar hidrocarbonetos dentro de citada região da subsuperfície.
2 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que a etapa (c) compreende as etapas de:

(c1) selecionar um valor limite, (c2) acessar uma pluralidade de rastros sísmicos que contenham sinais de reflexão a partir de dita excitação de fonte selecionada e (c3) usar pelo menos o referido valor limite selecionado para aplicar umarestrição de coerência à citada pluralidade acessada de rastros sísmicos, produzindo, assim, uma junção única de fontes.

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2/7
3 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 2, caracterizado por que etapa (c3) compreende as etapas de:

(1) determinar um tempo de ativação para dita excitação de fonte sísmica selecionada, (2) usar pelo menos o citado tempo de ativação para deslocar a referida pluralidade acessada de rastros sísmicos para um tempo zero, (3) fazer a transformada de Fourier da referida pluralidade acessada de tempos deslocados de rastros sísmicos, (4) limitar a referida pluralidade de tempos deslocados de transformada de Fourier de rastros sísmicos, (5) fazer a transformada de Fourier inversa de dita pluralidade limitada de tempos deslocados de transformada de Fourier de rastros sísmicos, produzindo, assim, uma junção única de fontes.
4 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que a etapa (d) compreende as etapas de:

(d1) realizar pelo menos as etapas (b) e (c) uma pluralidade de vezes para uma pluralidade de excitações de fontes diferentes, produzindo, assim, uma pluralidade de junções únicas de fontes e (d2) usar a referida pluralidade de junções únicas de fontes para explorar hidrocarbonetos dentro de dita região da subsuperfície.
5 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que a etapa (c) compreende as etapas de:

(c1) separar a dita excitação de fontes selecionadas a partir das referidas pelo menos duas excitações de interferência de fontes

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3/7 sísmicas resolvendo a equação:

para a matriz m produzindo, assim, uma junção única de fontes, onde m é dita junção única de fontes, d é uma representação de matriz dos dados sísmicos gravados,

S é uma matriz ou operador que descreve a semelhança entre tiros próximos e

Γ é uma matriz que define a mistura das fontes individuais.
6 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que a etapa (c) compreende as etapas de:

(c1) separar dita excitação da fonte selecionada a partir das referidas pelo menos duas excitações de interferência de fontes sísmicas resolvendo a equação:

Wd=WrSm, para a matriz m, produzindo, assim, uma junção única de fontes, onde m é dita junção única de fontes, d é uma representação matricial dos dados sísmicos

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4/7 gravados,

S é uma matriz ou operador que descreve a semelhança entre tiros próximos,

Γ é uma matriz que define a mistura das fontes individuais e

W é uma matriz conhecida de pesos.
7 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 1, caracterizado por que cada uma de ditas pelo menos duas ativações interferentes de fontes sísmicas são separadas no tempo por um período de tempo aleatório.
8 - Método de Exploração Sísmica, sobre uma região da subsuperfície que contém características estruturais ou estratigráficas conducentes à presença, migração ou acumulação de hidrocarbonetos, em que é proporcionada uma sondagem sísmica de fontes misturadas contendo pelo menos duas excitações de interferência de fontes sísmicas a partir de pelo menos uma fonte sísmica, caracterizado por que compreende as etapas de:

(a) num computador, acessar pelo menos uma parte da referida sondagem de fontes sísmicas misturadas;

(b) selecionar uma de ditas pelo menos uma fonte sísmica;

(c) identificar pelo menos uma excitação de fonte sísmica a partir de dita fonte sísmica selecionada;

(d) separar pelo menos uma excitação de fonte sísmica identificada a partir de ditas pelo menos duas excitações de interferência de fontes sísmicas usando inversão dispersa, produzindo, assim, pelo menos uma junção única de fontes; e

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5/7 (e) usar a citada pelo menos uma junção única de fontes para explorar hidrocarbonetos dentro de dita região da subsuperfície.
9 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 8, caracterizado por que a etapa (d) compreende as etapas de:

(d1) selecionar um valor limite, (d2) acessar uma pluralidade de rastros sísmicos que contenham sinais de reflexão a partir de pelo menos uma de ditas pelo menos uma excitação de fonte sísmicas identificadas e (d3) usar pelo menos o citado valor limite selecionado para aplicar uma restrição de coerência à referida pluralidade acessada de rastros sísmicos, produzindo, assim, pelo menos uma junção única de fontes.
10 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 9, caracterizado por que a etapa (d3) compreende as etapas de:

(1) determinar um tempo de ativação para cada uma de ditas pelo menos uma excitação de fontes sísmicas identificadas, (2) acessar uma pluralidade de rastros sísmicos que contenham sinais de reflexão a partir das citadas pelo menos uma excitação de fonte sísmicas identificadas, (3) usar pelo menos dito tempo de ativação para deslocar a referida pluralidade acessada de rastros sísmicos que contenham sinais de reflexão a partir de dita excitação de fonte selecionada a um tempo zero, (4) fazer a transformada de Fourier de dita pluralidade acessada de tempos deslocados de rastros sísmicos que contenham sinais de reflexão a partir de dita excitação de fonte selecionada,

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6/7 (5) limitar a citada pluralidade transformada de tempos deslocados de rastros sísmicos que contenham sinais de reflexões a partir de dita excitação de fonte selecionada, (6) fazer a transformada de Fourier inversa de dita pluralidade transformada limitada de tempos deslocados de rastros sísmicos que contenham sinais de reflexão a partir de dita excitação de fonte selecionada, produzindo, assim, uma junção única de fontes.
11 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 8, caracterizado por que a etapa (d) compreende as etapas de:

(d1) separar pelo menos uma de ditas excitações de fonte sísmicas identificadas a partir das referidas pelo menos duas excitações de interferência de fontes sísmicas resolvendo a equação:

para a matriz m produzindo, assim, pelo menos uma junção única de fontes, onde m é dita pelo menos uma junção única de fontes, d é uma representação de matriz dos dados sísmicos gravados,

S é uma matriz ou operador que descreve a semelhança entre tiros próximos e

Γ é uma matriz que define a mistura das fontes individuais.
12 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 8, caracterizado por que etapa (d) compreende as etapas de:

(d1) separar pelo menos uma de ditas excitações de fonte

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7/7 sísmicas identificadas a partir de ditas pelo menos duas excitações de interferência de fontes sísmicas resolvendo a equação:

Wd= WrSm, para a matriz m produzindo, assim, uma junção única de fontes, onde m é dita junção única de fontes, d é uma representação de matriz dos dados sísmicos gravados,

S é uma matriz ou operador que descreve a semelhança entre tiros próximos,

Γ é uma matriz que define a mistura das fontes individuais e

W é uma matriz conhecida de pesos.
13 - Método de Exploração Sísmica, de acordo com a Reivindicação 8, caracterizado por que cada uma de ditas pelo menos duas ativações interferentes de fontes sísmicas são separadas no tempo por um período de tempo aleatório.