BRPI1001377A2 - mÉtodo para cÁlculo de atributos sÍsmicos a partir de sinais sÍsmicos - Google Patents
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Abstract
<B>MÉTODO PARA CÁLCULO DE ATRIBUTOS SÍSMICOS A PARTIR DE SINAIS SÍSMICOS.<D> A presente invenção refere-se em aplicar filtros a sinais representativos das formações da subsuperfície para gerar sinais filtrados com energia espacialmente sobreposta atenuada. Os sinais filtrados são multiplicados no domínio frequência-número de onda por uma função complexa da frequência e número de onda, para gerar sinais em escala. Os sinais em escala, transformados para o domínio tempo-espaço, são divididos pelos sinais filtrados no domínio tempo-espaço, para gerar um atributo sísmico útil para identificação e caracterização das formações da subsuperfície.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODOPARA CÁLCULO DE ATRIBUTOS SÍSMICOS A PARTIR DE SINAIS SÍSMICOS".
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO
CAMPO DA INVENÇÃO
A presente invenção refere-se em geral ao campo da prospec-ção geofísica. Mais particularmente, a invenção está relacionada ao campodo cálculo de atributos relacionados à direção de propagação de onda.
DESCRIÇÃO DA TÉCNICA RELACIONADA
Na indústria de petróleo e gás, a prospecção é usada comumen-te para auxiliar na pesquisa e avaliação das formações subterrâneas. Astécnicas de prospecção geofísica produzem conhecimento da estrutura dasubsuperfície da terra, o que é útil para descoberta e extração de recursosminerais valiosos, particularmente depósitos de hidrocarboneto tais comopetróleo e gás natural. Uma técnica bem-conhecida de prospecção geofísicaé um levantamento sísmico. Em um levantamento sísmico baseado em terra,um sinal sísmico é gerado na, ou próximo a, superfície da terra e então sedesloca para baixo para dentro da subsuperfície da terra. Em um levanta-mento sísmico marinho, o sinal sísmico também pode se deslocar para baixoatravés de um corpo de água que cobre a subsuperfície da terra. Fontes deenergia sísmica são usadas para gerar o sinal sísmico qué, depois de sepropagar para dentro da terra, é parcialmente refletido pelos refletores sís-micos da subsuperfície. Tais refletores sísmicos tipicamente são interfacesentre formações subterrâneas que tem propriedades elásticas diferentes,especificamente velocidade de onda sonora é densidade da rocha, que le-vam a diferenças na impedância acústica nas interfaces. A energia sísmicarefletida é detectada e gravada por sensores sísmicos (também chamadosreceptores sísmicos) na ou próximos a superfície da terra, em um corpo deágua de cobertura, ou a profundidades conhecidas em furos de poço.
Os dados sísmicos resultantes obtidos na realização de um le-vantamento sísmico são processados para produzir informação relacionadaà estrutura geológica e propriedades das formações subterrâneas na áreasendo levantada. Os dados sísmicos processados são processados paraexibição e análise do potencial de conteúdo de hidrocarboneto destas for-mações subterrâneas. A meta do processamento de dados sísmicos é extra-ir a partir dos dados sísmicos, tanta informação quanto possível com respei-to às formações subterrâneas a fim de imagear a subsuperfície geológicaadequadamente. A fim de identificar locais na subsuperfície da Terra ondeexiste uma probabilidade de encontrar acúmulos de petróleo, grandes somasde dinheiro são gastas na reunião, processamento, e interpretação dos da-dos sísmicos. O processo de construção de superfícies refIetoras que defi-nem as camadas da terra subterrâneas de interesse a partir de dados sísmi-cos gravados fornece uma imagem da terra em profundidade ou tempo.
A imagem da estrutura da subsuperfície da Terra é produzida afim de permitir que um interpretador selecione locais com á maior probabili-dade de ter acúmulos de petróleo. Pará verificar a presença de petróleo, temque ser perfurado um poço. A perfuração de poços para determinar se de-pósitos de petróleo estão presentes ou não, é um empreendimento extre-mamente oneroso e demorado. Por esta razão, existe uma necessidade con-tínua de melhorar o processamento e exibição dos dados sísmicos, para as-sim produzir uma imagem da estrutura da subsuperfície da Terra que irá me-Ihorar a capacidade de um interpretador, seja a interpretação feita por umcomputador ou um humano, para aferir a probabilidade de que existe umacúmulo de petróleo em uma localização particular na subsuperfície da Ter-ra.
As fontes sísmicas apropriadas para geração do sinal sísmicoem levantamentos sísmicos em terra podem incluir explosivos e vibradores.Levantamentos sísmicos marinhos empregam tipicamente uma fonte sísmicasubmersa rebocada por um navio e ativada periodicamente para gerar umcampo de onda acústico. A fonte sísmica que gera o campo de onda podeser de diversos tipos, que incluem uma pequena carga explosiva, uma des-carga ou arco elétrico, um vibrador marinho, e, tipicamente, uma arma. Aarma de fonte sísmica pode ser uma arma de água, uma arma de vapor, e,mais tipicamente, uma arma dé ar. Tipicamente, uma fonte sísmica marinhaconsiste não em um único elemento de fonte, mas de uma matriz espacial-mente distribuída de elementos fonte. Este arranjo é particularmente verda-deiro para armas de ar, correntemente a forma mais comum de fonte sísmi-ca marinha. Em uma matriz de armas de ar, cada arma de ar tipicamentearmazena e libera rapidamente um volume diferente de ar fortemente com-primido, que forma um impulso de curta duração.
Os tipos apropriados de sensores sísmicos tipicamente incluemsensores de velocidade de partículas, particularmente em levantamentos emterra, e sensores de pressão de água, particularmente em levantamentosmarinhos. Algumas vezes sensores de deslocamento de partículas, senso-res de aceleração de partículas, ou sensores de gradiente de pressão sãousados no lugar de ou em adição aos sensores de velocidade de partículas.Os sensores de velocidade de partículas e sensores de pressão de água sãoconhecidos normalmente na técnica como geofones e hidrofones, réspecti-vãmente. Os sensores sísmicos podem ser dispostos sozinhos, mas sãomais comumente dispostos em matrizes de sensores. Adicionalmente, ossensores de pressão e sensores de velocidade de partículas podem ser dis-postos juntos em um levantamento marinho, colocados em pares ou paresde matrizes espaciais.
Um sensor de movimento de partículas, tal como um geofone,tem sensitividade direcional, enquanto um sensor de pressão, tal como umhidrofone, não. Consequentemente, os sinais de campo de onda ascenden-tes detectados por um geofone e hidrofone localizados próximos estará emfase, enquanto os sinais de campo de onda descendentes serão gravados180 graus fora dè fase. Várias técnicas têm sido propostas para usar estadiferença de fase para reduzir os cortes espectrais causados pela reflexãoda superfície e, se as gravações são feitas rio fundo do mar, para atenuarmúltiplas transmissões pela água. Deve ser notado qüè uma alternativa parater o geofone e hidrofone colocados, é ter densidade espacial suficiente dossensores de modo que os respectivos campos de onda gravados pelo hidro-fone e geofone possam ser interpolados ou extrapolados para produzir osdois campos de onda na mesma localização.A aquisição sísmica marinha 3D (tridimensional) convencionalpor cabo rebocado pode resultar em sobreposição espacial nos em linha(paralelos aos cabos rebocados), em linha cruzada (perpendiculares aoscabos rebocados), ou mesmo em ambas as direções. A densidade de amos-tragem em cabos rebocados é tipicamente mais densa na direção em linhado que na direção de linha cruzada. A assimetria é devido a um espaçamen-to mais amplo entre os receptores em cabos separados do que entre recep-tores no mesmo cabo. Esta assimetria pode levar a sobreposição espacialdos dados amostrados na direção da linha cruzada. Entretanto, também po-de existir sobreposição na direção em linha. Por exemplo, a sobreposição nadireção em linha pode ser um problema em processamento de alta resolu-ção dos dados sísmicos superficiais com grandes ângulos de emersão. Emcabos de fundo de oceano, o espaçamento dos receptores ao longo do cabopode ser mais grosso do que o espaçamento típico de 12,5 metros nos ca-bos rebocados. Adicionalmente, a sobreposição pode se tornar um problemaem domínios onde o espaçamento é intrinsecamente mais grosso do que emum domínio de detonação comum. Por exemplo, o intervalo de detonaçãopode ser de até 50 metros em um domínio de receptor comum.
Estas sobreposições espaciais interferem com os esforços con-vencionais para avaliar com precisão os atributos sísmicos a partir de dadossísmicos. Por exemplo, um atributo sísmico, o fator de obliqüidade inversa, éusado comumente para corrigir a velocidade vertical das partículas a partirde geofones para ângulos de emergência não-verticais. Esta correlação, porsua vez, faz com que seja possível uma combinação mais precisa dos sinaisde pressão e movimento de partículas para derivar os componentes decampo de onda ascendentes e descendentes. O efeito da reflexão da super-fície é removido se o campo de onda ascendente é considerado em isola-mento, é os campos de onda ascendente e descendente podem subseqüen-temente ser combinados para atenuar múltiplas transmissões pela água dosinal sísmico.
Desta forma, existe uma necessidade de um método para trans-formar dados sísmicos em atributos sísmicos que atenue os efeitos de so-breposição espacial em qualquer direção e em qualquer domínio induzidopor geometrias de aquisição marinha típicas.
BREVE SUMÁRIO DA INVENÇÃO
A invenção é um método para transformação de sinais sísmicosrepresentativos de formações de subsuperfície em um atributo sísmico útilpara identificação e caracterização das formações de subsuperfície. Os fil-tros são aplicados aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados com energiasobreposta espacialmente atenuada. Os sinais filtrados são multiplicados nodomínio frequência-número de onda por uma função complexa da freqüênciae número de onda, para gerar sinais em escala. Os sinais em escala, trans-formados para o domínio tempò-espaço, são divididos pelos sinais filtradosno domínio tempo-espaço, para gerar o atributo sísmico.
Em outra modalidade, a invenção é um método para transforma-ção de sinais sísmicos representativos de formações de subsuperfície emum atributo sísmico útil para identificação e caracterização das formações desubsuperfície. Um computador programável é usado para realizar o que se-gue. Filtros são aplicados aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados comenergia sobreposta atenuada espacialmente. Os sinais filtrados são multipli-cados no domínio frequência-número de onda por uma função complexa dafreqüência e número de onda que representa o atributo sísmico no domíniofrequência-número de onda, para gerar sinais em escala. Os sinais em esca-la, transformados para o domínio tempo-espaço, são divididos pelos sinaisfiltrados no domínio tempo-espaço, para gerar o atributo sísmico.
Em ainda outra modalidade, a invenção é um meio legível porcomputador com um programa de computador armazenado nele, em que oprograma tem lógica operável para fazer com que um computador progra-mável realize o que segue. São aplicados filtros aos sinais sísmicos paragerar sinais filtrados com energia sobreposta atenuada espacialmente. Ossinais filtrados são multiplicados no domínio frequência-número de onda poruma função complexa da freqüência e número de onda que representa oatributo sísmico no domínio frequência-número de onda, para gerar os sinaisem escala. Os sinais em escala, transformados para o domínio tempo-espaço, são divididos pelos sinais filtrados no domínio tempo-espaço, para
gerar o atributo sísmico.
BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS
A invenção e suas vantagens podem ser mais facilmente enten-didas através de referência a descrição detalhada a seguir e aos desenhosem anexo, nos quais:
A figura 1 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da in-venção para calcular um atributo sísmico;
A figura 2 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da in-venção para filtrar sinais sísmicos;
A figura 3 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da in-venção para colocar sinais sísmicos em escala através de uma representa-ção da freqüência e número de onda de um atributo sísmico;
A figura 4 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da in-venção para calcular um atributo sísmico;
A figura 5 é um exemplo de seção sísmica de dados de pressão;A figura 6 é uma seção sísmica de um fator de obliqüidade in-versa calculado;
A figura 7 é uma seção sísmica do campo de pressão ascenden-te estimado, sem filtro de obliqüidade;
A figura 8 é uma seção sísmica do campo de pressão ascenden-te estimado, filtrado de 60 a 70 graus;
A figura 9 é o espectro da seção sísmica na figura 7; eA figura 10 é o espectro da seção sísmica na figura 8.
Ao mesmo tempo em que a invenção será descrita em conexãocom suas modalidades preferenciais, deve ser entendido que a invençãonão está limitada a estas. Ao contrário, a invenção pretende cobrir todas asalternativas, modificações, e equivalentes que podem ser incluídos dentro doescopo da invenção, como definido pelas reivindicações em anexo.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
Em geral, atributo físico é qualquer informação obtida a partir desinais sísmicos para obter características sísmicas de interesse. Tipicamen-te, atributos sísmicos compreendem medições quantitativas de sinais sísmi-cos úteis para a identificação e caracterização das formações da subsuperfí-ciè da terra na busca por depósitos de hidrocarbonetos produtivos. Em parti-cular, atributos físicos são freqüentemente baseados em fazer medições detempo, amplitude, e freqüência (ou fase) nos sinais sísmicos. Medições detempo usualmente estão relacionadas a propriedades geométricas, tal comouma estrutura de formação da subsuperfície, enquanto medições de ampli-tude e freqüência usualmente estão relacionadas a propriedadés físicas, taiscomo uma estratigrafia de formação da subsuperfície e caracterização dereservatório de hidrocarboneto.
Alguns exemplos de atributos sísmicos incluem: selecionar ostempos e inclinações do deslocamento nos dois sentidos a partir dos regis-tros de reflexão sísmica para gerar a estrutura da formação; calcular as ve-locidades para converter os tempos de deslocamento para profundidades;relacionar áreas de alta amplitude de reflexão, chamadas "manchas brilhan-tes", em seções sísmicas a zonas de gás; realizar análise de rastreamentocomplexo para calcular fase e freqüência instantâneos; e calcular mediçõesde coesão, tais como análises de correlação cruzada, semelhança, e valorpróprio, para revelar falhas e outras características estratigráficas nos dadossísmicos 3D.
A invenção é um método para transformação de sinais sísmicosrepresentativos das formações da subsuperfície em um atributo sísmico útil;para identificação e caracterização das formações da subsuperfície. Primei-ro, os filtros são aplicados aos dados sísmicos para atenuar a energia so-breposta espacialmente. Atributos sísmicos possíveis podem ser calculadosatravés da aplicação de filtros de escala no domínip írequência-número deonda aos dados filtrados transformados a partir do domínio tempo-espaço,seguido pela transformação dos dados reduzidos de volta para o domíniotempo-espaço. O atributo então pode ser calculado no domínio tempo-espaço pela combinação com os dados filtrados antes da aplicação do filtrode escala frequência-número de onda. Os atributos sísmicos calculados po-dem ser usados adicionalmente para diferentes aplicações. Sem limitaçãoao seu escopo, a invenção é ilustrada através de um exemplo para separa-ção de campos de onda de sensor dual em componentes ascendentes edescendentes.
Em uma modalidade, a invenção é um método para calcular atri-butos sísmicos no domínio tempo-espaço a partir de seções sísmicas. Asseções sísmicas podem ser bi ou tridimensionais. Em uma modalidade parti-cular, os atributos são relacionados à direção de propagação da onda. Estesatributos podem incluir, mas não estão restritos a, componentes de ângulosdo vetor de atraso, emergência e azimute.
As figuras 1 a 4 mostram fluxogramas que ilustram modalidadesda invenção para calcular um atributo sísmico a partir de seções sísmicas. Afigura 1 é um fIuxograma que ilustra uma modalidade genérica da invenção.
As figuras 2 a 4 são fluxogramas que ilustram adicionalmente modalidadesmais particulares da invenção como descrita na figura 1. As figuras 5 a 10são seções e espectros que ilustram um exemplo de uso da invenção comodescrita nas figuras 1 a 4.
A figura 1 é um fIuxograma que ilustra uma modalidade da in-venção para transformação de sinais sísmicos em um atributo sísmico. Nobloco 10, os filtros são aplicados aos sinais sísmicos para gerar sinais filtra-dos com energia sobreposta espacialmente atenuada. No bloco 11 os sinaisfiltrados a partir do bloco 10 são multiplicados no domínio frequência-númerode onda através de uma função complexa da freqüência e número de ondaque representa o atributo sísmico no. domínio frequência-número de onda,para gerar sinais em escala. No bloco 12, os sinais em escala do bloco 11,transformados para o domínio tempo-espaço, são divididos no domínio tem-po-espaço através de sinais filtrados do bloco 10, para gerar o atributo sís-mico.
A figura 2 é um fluxograma que ilustra um elemento da invenção,com respeito à filtragem dos sinais sísmicos. A figura 2 ilustra em mais deta-lhes a parte da invenção discutida no bloco 10 da figura 1, acima.
No bloco 20, os sinais sísmicos são obtidos a partir de seçõessísmicas. Os sinais sísmicos são indicativos de formações subterrâneas daterra. Os sinais sísmicos podem ser de coletas de detonação comuns oucoletas de receptores comuns, ou a partir de qualquer outro domínio sísmicoapropriado. Os sinais sísmicos podem ser sinais de pressão a partir de sen-sores de pressão tais como hidrofones, que serão designados por propósitosmeramente ilustrativos como h(t,x), ou sinais de velocidade vertical das par-tículas a partir dos sensores de movimento de partícula tais como geofonesou acelerômetros que serão designados por propósitos meramente ilustrati-vos como g(t,x). Na discussão a seguir, os sinais sísmicos serão ilustradosatravés de sinais de pressão h(t,x), mas este uso ilustrativo dos sinais depressão não deve ser considerado como uma limitação da invenção. Aqui,os sinais no domínio de tempo são denotados por letras minúsculas, en-quanto os mesmos sinais no domínio de freqüência são denotados atravésdas letras maiúsculas correspondentes. '
No bloco 21, os filtros são aplicados aos sinais sísmicos h(x,t)obtidos no bloco 20 para atenuar a energia sobreposta espacialmente, ge-rando os sinais filtrados hf(t,x). Os filtros podem ser aplicados no domíniotempo-espaço ou, alternativamente, no domínio frequência-espaço. Em umamodalidade, um filtro passe-baixo é empregado para atenuar a energia es-pacialmente sobreposta.
No bloco 22, um atributo sísmico a(t,x) é selecionado para trans-formar os sinais filtrados hf(t,x) do bloco 21 para dentro. O atributo sísmicotambém é indicativo de formações subterrâneas da terra. Em uma modalida-de, o atributo sísmico a(t,x) selecionado é relacionado à direção de propaga-ção da onda.
A figura 3 é um fluxograma que ilustra um elemento da invenção,com respeito a colocar em escala os sinais sísmicos através de uma repre-sentação freqüência número de onda de um atributo sísmico. A figura 3 ilus-tra em mais detalhes a parte da invenção discutida no bloco 11 da figura 1,acima.
No bloco 30, é aplicada uma transformação aos sinais filtradoshf(t,x) a partir do domínio tempo-espaço (t,x) para o domínio frequência-número de onda (ω,k), gerando sinais filtrados transformados Hf(u),k). Atransformação pode ser obtida pela aplicação de qualquer transformaçãofrequência-númerp de onda bem-conhecida, tal como, por exemplo, trans-formação Fourier. Em particular, Transformações de Fourier Rápidas (FFTs)podem ser empregadas por eficiência computacional.
No bloco 31 é determinada uma função Α(ω,\ή de freqüência enúmero de onda que representa o atributo sísmico a(t,x), selecionado nobloco 22 da figura 2, no domínio frequência-número de onda. A funçãoA(u),k) é uma função de variável complexa de freqüência e número de onda.A determinação da função de atributo sísmico será discutida em mais deta-lhes abaixo com um cálculo de exemplo de fator de obliqüidade inversa.
No bloco 32 é selecionada uma amostra Hf(u),k) no domínio fre-quência-número de onda nos sinais filtrados transformados no bloco 30.
No bloco 33, a amostra Hf(u),k) do bloco 32 é colocada em esca-la sendo multiplicada no domínio frequência-número dè onda através da fun-ção de freqüência e número de onda A(uj,k) determinada no bloco 31, paragerar uma amostra em escala Hs(u),k). Desta forma, em uma modalidade, aamostra em escala Hs(u>,k) é calculada como segue:
Hs(u,k) = Hf(U),k) (1)
No bloco 34, é determinado se restam mais algumas amostrasHf(üü,k). Se a determinação é sim, restam mais amostras, então o processoretorna ao bloco 32 para selecionar outra amostra. Se a determinação é não,não restam mais amostras, então o processo prossegue para o bloco 35,abaixo.
No bloco 35, uma transformação inversa é aplicada aos sinaisem escala Hsfu),k) do bloco 34 para transformação inversa dos sinais emescala Hs(u),k) a partir do domínio (uj,k) frequência-número de onda de voltapara o domínio (t,x) tempo-espaço, gerando a transformada inversa dos si-nais em escala hs(t,x). A transformação inversa pode ser obtida pela aplica-ção de qualquer transformação de frequência-número de onda bem-conhecida, tal como, por exemplo, transformação de Fourier inversa. Emparticular, Transformações de Fourier Rápidas Inversas (IFFTs) podem serempregadas por eficiência computacional.A figura 4 é üm fluxograma que ilustra um elemento da inven-ção, com respeito a calcular um atributo sísmico." A figura 4 ilustra em maisdetalhes a parte da invenção discutida no bloco 12 da figura í, acima.
No bloco 40 é determinado se é desejado processamento adi-cional antes de calcular o atributo sísmico a(x,t). Entretanto, este processa-mento adicional é apropriado apenas para o caso de atributos sem sinal (ouseja, valores não-negativos). Se a determinação é sim, é desejado proces-samento adicional, então o processo prossegue para o bloco 41 para realizaro processamento. Se a determinação é não, nenhum processamento adicio-nal é desejado, então o processo pula para o bloco 43, abaixo.
No bloco 41, é calculado um envelope env[hf(t,x)] para os sinaisem escala inversamente transformados hs(x,t) do bloco 35 da figura 3.
No bloco 42, um envelope env[hf(t,x)] é calculado para os sinaisfiltrados hf(x,t) do bloco 21 da figura 2.
No bloco 43, o envelope env[hf(t,x)] para os sinais em escalainversamente transformados calculados no bloco 41 é dividido pelo envelopeenv[hf(t,x)] para os sinais filtrados calculados no bloco 42 no domínio tempo-espaço. Esta divisão gera uma relação que fornece o atributo sísmico dese-jado a(t,x) como uma função do tempo e espaço. Assim, em uma modalida-de o atributo sísmico é calculado como segue:
<formula>formula see original document page 12</formula>
Então o prpcesso prossegue para o bloco 45.
No bloco 44, os sinais em escala inversamente transformadoshs(x,t) do bloco 36 da figura 3 são divididos pelos sinais filtrados hf(x,t) do bloco21 da figura 2 no domínio tempo-espaço. A divisão gera uma relação quefornece o atributo desejado a(t,x) como uma função do tempo e espaço. As-sim, em outra modalidade, o atributo sísmico a(t,x) é calculado como segue:
<formula>formula see original document page 12</formula>
No bloco 45, o atributo sísmico do bloco 43 ou do bloco 44 podeser usado em processamento adicional do sinal sísmico de largura de bandacompleta.
Convencionalmente separar os sinais sísmicos gravados de umcabo de sensor dual em componentes de campo de onda ascendentes edescendentes deve ocasionar as seguintes etapas. As amostras de pressão(hidrofone) e velocidade vertical das partículas (geofone) h(t,x) e g(t,x), res-pectivamente, podem ser corrigidas por diferenças de resposta de impulsoentre os dois tipos de detectores. As amplitudes das amostras de velocidadevertical das partículas também podem ser corrigidas para as chegadas deondas sísmicas não-verticais e, se necessário, ruído do reboque do cabo.Embora ilustradas como correções no domínio tempo-espaço, estas corre-ções podem ser feitas tanto no domínio tempo-espaço como no domínio fre-quência-número de onda ou em qualquer outro domínio que seja convenien-te. As amostras corrigidas de pressão e velocidade vertical das partículascontidas em uma coleta de detonação comum são então transformadas parao domínio frequência-número de onda ("f-k"), fornecendo Η(w,k) e G(w,k),respectivamente. As transformações podem ser feitas por qualquer trans-formação f-k bem-conhecida, tal como, por exemplo, transformação Fourier.
O campo de onda de pressão em deslocamento ascendenteU(w,k), e o campo de onda de pressão em deslocamento descendenteD(w,k), devem ser computados no domínio f-k, com o uso das equações:
<formula>formula see original document page 13</formula>
Então os campos de onda ascendentes e descendentes U(w,k)e D(w,k) das equações (4) e (5) respectivamente, podem ser usados no pro-cessamento adicional, tal como a atenuação múltipla relacionada à superfí-cie. Os resultados são eventualmente inversamente transformados do domí-nio frequência-número de onda de volta para o domínio tempo-espaço.
Um exemplo que ilustra o método da invenção é apresentado.Este exemplo usa o cálculo do fator de obliqüidade inverso,cos(0)
oncfè θ é o ângulo de emergência, também conhecido como ângulo de inci-dência ou ângulo de chegada. Este fator é usado para colocar em escala asamostras de velocidade das partículas para permitir a separação com preci-são dos dados do sensor dual em componentes de campo de onda ascen-dentes e descendentes. É esperado que ao calcular este fator a partir daenergia não-sobreposta e então aplicá-lo no domínio tempo-espaço, comono método da invenção, a energia sobreposta seja melhor manipulada doque a separação comumente aplicada no domínio frequência-número deonda.
Como acima, o sinal de pressão h(x,t), e o sinal de velocidadevertical das partículas g(t,x), são corrigidos opcionalmente, se consideradonecessário, para diferenças de resposta ao impulso entre o sensor de sinalde pressão e o sensor de sinal de velocidade vertical das partículas. Estacorreção para as diferenças relativas nas funções de transferência dos ins-trumentos correspondem às respostas ao impulso dos instrumentos no do-mínio tempo. Em uma modalidade estas correções podem corrigir a amplitu-de e fase dos sinais de pressão para corresponderem aos sinais de veloci-dade das partículas, ou, em uma modalidade alternativa corrigir os sinais develocidade das partículas para corresponderem aos sinais de pressão, ou,em uma modalidade alternativa adicional corrigir ambos os conjuntos de da-dos para uma base comum. Correção para diferenças relativas nas respos-tas a impulsos dos instrumentos é bem-conhecido na técnica. Finalmente, ossinais de velocidade das partículas são preferencialmente colocados em es-cala de amplitude igual à impedância acústica na água para correção dasdiferenças relativas nas amplitudes da pressão e velocidade das partículas.Isto também é bem-conhecido na técnica.
G sinal de velocidade das partículas, g(t,x), é adicionalmentecorrigido para ângulos de chegada não-verticais das ondas sísmicas refleti-das. Esta escala é obtida através do cálculo do fator de obliqüidade inversa,que corresponde à equação (6), mas usando o método desta invenção, eo-èegue. O fator dè obliqüidade inversa pode ser obtido com o uso tantodos sinais de pressão como de sinais de velocidade vertical das partículasgravados. Aqui, o procedimento será demonstrado com o uso do sinal depressão h(t,x), embora esta escolha seja apenas por fins ilustrativos e nãodeva ser entendida como uma limitação da invenção. Primeiro, um filtro pas-se-baixo é aplicado para remover a energia sobreposta espacialmente, oque gera o sinal filtrado hf(t,x). Os sinais filtrados são transformados do do-mínio tempo-espaço (t,x) para o domínio frequência-número de onda (u),k), oque gera amostras transformadas Hf(u),k). Os sinais então são colocados emescala pela divisão pelo cosseno do ângulo incidente para obter Ηθ(ω,Ι<) co-mo segue
<formula>formula see original document page 15</formula>
Aqui, ν é a velocidade do som na água, tipicamente de aproximadamente1500 m/s, e |k| é o valor absoluto do número de onda angular. Os sinais es-pecíficos filtrados, transformados (para o domínio frequência-número de on-da), e então colocados em escala (pelo fator de obliqüidade inversa) He(oJ,k)na equação (7) correspondem aos sinais colocados em escala de formamais comum Hs(u),k) referenciados na discussão da invenção com respeitoao fluxograma na figura 3, acima.
Os sinais colocados em escala He(cü,k) são então inversamentetransformados a partir do domínio frequência-número de onda j[w,k) de voltapara o domínio tempo-espaço (t,x), o que gera os sinais em escala inversa-mente transformados he(u),k). Estes sinais em escala inversamente trans-formados he(u),k) correspondem aos sinais em escala inversamente trans-formados mais comuns hs(x,t) referenciados na discussão da invenção comrespeito ao fluxograma na figura 4 acima.
Uma vez que o fator de obliqüidade inversa é uma quantidadesem sinal, é desejável calcular o envelope doé sinais filtrados em escalahfe(t,x) e os sinais filtrados hf(t,x). A relação destes envelopes fornece o fatorde obliqüidade inversa como uma função do tempo e espaço:<formula>formula see original document page 16</formula>
O fator de obliqüidade inversa na equação (9), derivado dos si-nais de banda limitada, então é usado para colocar em escala o sinal de ve-locidade das partículas de largura de banda completa g(t,x), em que assimatenua os efeitos da sobreposição espacial:
<formula>formula see original document page 16</formula>
Então, o sinal de velocidade das partículas corrigido ge(t,x), pode opcional-mente ser corrigido para o ruído do reboque do cabo, se necessário.
Um campo de onda de pressão ascendente u(t,x), é calculado apartir do sinal de pressão corrigido h(t,x), e do sinal de velocidade das partí-culas corrigido ge(t,x). Em uma modalidade, o campo de onda de pressãoascendente, u(t,x), é calculado pela aplicação da seguinte equação:
<formula>formula see original document page 16</formula>
Um campo de onda de pressão descendente d(t,x), é calculadoa partir do sinal de pressão corrigido h(t,x), e dó sinal de velocidade das par-tículas corrigido ge(t,x). Em uma modalidade, o campo de onda de pressãodescendente, d(t,x), é calculado pela aplicação da seguinte equação:
<formula>formula see original document page 16</formula>
As figuras 5 a 10 ilustram o método da invenção como mostradono exemplo do fator de obliqüidade inverso discutido em relação às equa-ções (6) a (12) acima. A figura 5 é uma seção sísmica do exemplo de sinaisde pressão 501. Os sinais de pressão 501 na seção sísmica são um sinal dehidrofone gravado a partir de sinais de sensor dual. Os sinais de pressão501 foràm filtrados com um filtro passe-baixo de 55 a 60 Hzl para atenuar aenergia sobreposta espacialmente. A figura 6 é uma seção sísmica de umfator de obliqüidade inversa calculada 601, como mostrado na equação (6).
A figura 7 é uma seção sísmica do campo de pressão ascenden-te estimado 701, sem filtro de obliqüidade aplicado. O fator de obliqüidadeinversa 601 da figura 6, calculado com a ajuda de FFTs, foi aplicado aos si-nais de pressão 501 da figura 5. A figura 8 é urna seção sísmica do campode pressão ascendente estimado 801, agora com obliqüidade filtrada de 60 a70 graus. O fator de obliqüidade inversa mostrado na figura 6 foi aplicado.
A figura 9 é o espectro 901 da seção sísmica mostrada na figura7, enquanto a figura 10 é o espectro 1001 da seção sísmica mostrada nafigura 8.
Em outra modalidade, o método da invenção pode ser emprega-do para determinar inclinações de eventos locais. O uso de inclinações deeventos locais então permite que se acompanhem os processos de image-amento tempo-domínio comuns, tal como sobretempo normal (STN), sobre-tempo oblíquo (STO), migração de tempo pré-empilhamento, sem ter queconhecer as velocidades sísmicas. Vide, por exemplo, Fomel, S., "Velocity-independent time-domain seismic imaging using local event slopes", Geophi-sics, Volume 27, No 3, (Maio-Junho de 2007), páginas S139 a S147.
Assim, a invenção pode ser empregada para realizar processa-mento tal como separação de campo de onda sem os artefatos associadoscom as técnicas de frequência-número de onda correntes, mas com um me-lhor manuseio das energias sobrepostas a custo similar às técnicas frequên-cia-número de onda corrente.
A invenção foi discutida acima como um método, apenas por finsilustrativos, mas também pode ser implementada como um sistema. Ό sis-tema da invenção é implementado preferencialmente por meio de computa-dores, em particular computadores digitais, juntamente com outros equipa-mentos de processamento. Tais equipamentos de processamento de dados, -bem-conhecidos na técnica, compreenderão qualquer combinação ou redede equipamentos de processamento de computador, que inclui, mas nãoestá limitada á, hardware (processadores, dispositivos de armazenamentotemporário e permanente, e qualquer outro equipamento de processamentode computador apropriado), software (sistemas operacionais, programas deaplicação, bibliotecas de programas matemáticos, e qualquer outro softwareapropriado), conexões (elétrica, ótica, sem fio, ou de outra forma), e periféri-cós (dispositivos de entrada e saída, tais como teclados, dispositivos apon-tadores, scanners, dispositivos de exibição tais como monitores e impresso-ras; mídia de armazenamento legível por computador tais como fitas, discos,e acionadores de discos rígidos, e qualquer outro tipo de equipamento apro-priado).
Em outra modalidade, a invenção pode ser implementada comoo método descrito acima, realizada especificamente com o uso de um com-putador programável para realizar o método. Em outra modalidade, a inven-ção pode ser implementada como um programa de computador armazenadoem uma mídia legível por computador, com o programa tendo lógica operá-vel para fazer com que um computador programável realize o método descri-to acima. Em outra modalidade, a invenção pode ser implementada comouma mídia legível por computador com um programa de computador arma-zenado na mídia, de modo que o programa tem lógica operável para fazercom que um computador programável realize o método descrito acima.
Deve ser entendido que o conteúdo precedènte é meramenteuma descrição detalhada de modalidades específicas desta invenção e quenumerosas mudanças, modificações, e alternativas às modalidades descri-tas podem ser feitas de acordo com o descrito aqui sem se afastar do esco- po da invenção. A descrição precedente, portanto, não tem o significado delimitação do escopo da invenção. Em vez disso, o escopo da invenção é pa-ra ser determinado apenas pelas reivindicações em anexo e seüs equivalen-tes.
Claims (33)
1. Método para transformação de sinais sísmicos representativosde formações de subsuperfície em um atributo sísmico útil para identificaçãoe caracterização das formações de subsuperfície, compreendendo:aplicar filtros aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados comenergia sobreposta espacialmente atenuada;multiplicar os sinais filtrados no domínio frequência-número deonda por uma função complexa da freqüência e número de onda que repre-senta o atributo sísmico no domínio frequência-número de onda para gerarsinais em escala; edividir os sinais em escala, transformados para o domínio tempo-espaço, pelos sinais filtrados no domínio tempo-espaço, para gerar o atributosísmico.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que aplicar fil-tros ao sinal sísmico compreende:obter sinais sísmicos a partir das seções sísmicas;aplicar filtros aos sinais sísmicos no"domínio tempo-espaço paragerar sinais filtrados com a energia sobreposta espacialmente atenuada; eselecionar um atributo sísmico.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, em que aplicar fil-tros aos sinais sísmicos compreende aplicar filtros passe-baixo.
4. Método, de acordo com a reivindicação 2, em que o atributosísmico compreende um atributo sísmico relacionado com a direção de pro-pagação da onda.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que multiplicarsinais filtrados compreende:aplicar uma transformação aos sinais filtrados para transformaros sinais filtrados do domínio tempo-espaço para o domínio frequência-número de onda, gerando sinais filtrados transformados;determinar uma função de freqüência e número de onda querepresenta o atributo sísmico no domínio frequência-número de onda;selecionar uma amostra dos sinais filtrados transformados nodomínio frequência-número de onda;multiplicar a amostra-dos sinais filtrados transformados pela fun-ção de freqüência e número de onda no domínio frequência-número de on-da, para gerar sinais em escala; eaplicar uma transformação inversa aos sinais .em escala paratransformação inversa dos sinais em escala a partir do domínio frequência-número de onda de volta para o domínio tempo-espaço, gerando sinais emescala inversamente transformados.
6. Método, de acordo com a reivindicação 5, em que aplicar umatransformação aos sinais filtrados compreende aplicar uma transformação deFourier.
7. Método, de acordo com a reivindicação 5, em que a função éuma função complexa da freqüência e número de onda.
8. Método, de acordo com a reivindicação 5, em que aplicar umatransformação inversa aos sinais em escala compreende aplicar uma trans-formação de Fourier inversa.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que dividir ossinais em escala compreende:calcular um envelope para os sinais em escala inversamentetransformados;calcular um envelope para os sinais filtrados; edividir o envelope para os sinais em escala inversamente trans-formados pelo envelope para os sinais filtrados, para gerar o atributo sísmico.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que dividir ossinais em escala compreende:dividir os sinais em escala inversamente transformados pelossinais filtrados, para gerar o atributo sísmico.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que o atributosísmico é usado em processamento adicional dos sinais sísmicos.
12. Método para transformar sinais sísmicos representativos deformaçpes de subsuperfície em um atributo sísmico útil para identificar e ca-racterizar as formações de subsuperfície, compreendendo:usar um computador programável para realizar o que segue:aplicar filtros aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados coma energia sobreposta espacialmente atenuada;multiplicar os sinais filtrados no domínio frequência-número deonda por uma função complexa da freqüência e número de onda que repre-senta o atributo sísmico no domínio frequência-número de onda para gerarsinais em escala; edividir os sinais em escala, transformados para o domínio tempo-espaço, pelos sinais filtrados no domínio tempo-espaço, para gerar o atributosísmico.
13. Método, de acordo com a reivindicação 12, em que aplicarfiltros ao sinal sísmico compreende: .usar um computador programável para realizar o que segue:obter sinais sísmicos a partir das seções sísmicas;aplicar filtros aos sinais sísmicos no domínip tempo-espaço paragerar sinais filtrados com a energia sobreposta espacialmente atenuada; eselecionar um atributo sísmico.
14. Método, de acordo com a reivindicação 13, em que aplicarfiltros aos sinais sísmicos compreende aplicar filtros passe-baixo.
15. Método, de acordo com a reivindicação 13, em que o atributosísmico compreende um atributo sísmico relacionado com a direção de pro-pagação da onda.
16. Método, de acordo com a reivindicação 12, em que multipli-car sinais filtrados compreende:usar um computador programável para realizar o que segue:aplicar uma transformação aos sinais filtrados para transformaros sinais filtrados do domínio tempo-espaço para o domínio frequência-número de onda, gerando sinais filtrados transformados;selecionar uma amostra dos sinais filtrados transformados nodomínio frequência-número de onda;multiplicar a amostra dos sinais filtrados transformados no domí-nio frequência-número de onda por uma função de freqüência e número deonda que representa o atributo sísmico nó'domínio frequência-número deonda, para gerar sinais em escala; eaplicar uma transformação inversa aos sinais em escala paratransformação inversa dos sinais em escala a partir do domínio frequência-número de onda de volta para o domínio tempo-espaço, gerando sinais emescala inversamente transformados.
17. Sistema, de acordo com a reivindicação 16, em que aplicaruma transformação aos sinais filtrados compreende aplicar uma transformação de Fourier.
18. Método, de acordo com a reivindicação 16, em que a funçãoé uma função complexa da freqüência e número de onda.
19. Método, de acordo com a reivindicação 16, em que aplicaruma transformação inversa aos sinais em escala compreende aplicar umatransformação de Fourier inversa.
20. Método, de acordo com a reivindicação 12, em que dividir ossinais em escala compreende:usar um computador programável para realizar o que segue:calcular um envelope para os sinais em escala inversamentetransformados;calcular um envelope para os sinais filtrados; edividir o envelope para os sinais em escala inversamente trans-formados pelo envelope para os sinais filtrados, para gerar o atributo sísmi-co.
21. Método, de acordo com a reivindicação 12, em que dividir ossinais em escala compreende:usar um computador programável para realizar o que segue:dividir os sinais em escala inversamente transformados pelossinais filtrados, para gerar o atributo sísmico.
22. Método, de acordo com a reivindicação 12, em que o atributosísmico é usado em processamento adicional dos sinais sísmicos.
23. Uma mídia legível por computador com um programa decomputador armazenado na mesma, em que o programa tem lógica operá-vel para fazer com que um computador programável realize as etapas com-preendendo:aplicar filtros aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados coma energia sobreposta espacialmente atenuada;multiplicar os sinais filtrados no domínio frequência-número deonda por uma função complexa da freqüência e número de onda que repre-senta o atributo sísmico no domínio frequência-número de onda para gerarsinais em escala; edividir os sinais em escala, transformados para o domínio tempo-espaço, pelos sinais filtrados no domínio tempo-espaço, para gerar o atributosísmico.
24. Mídia, de acordo com a reivindicação 23, em que aplicar fil-tros ao sinal sísmico compreende:obter sinais sísmicos a partir das seções sísmicas;aplicar filtros aos sinais sísmicos no domínio tempo-espaço paragerar sinais filtrados com a energia sobreposta espacialmente atenuada; eselecionar um atributo sísmico.
25. Mídia, de acordo com a reivindicação 24, em que aplicar fil-tros aos sinais sísmicos compreende aplicar filtros passe-baixo.
26. Mídia, de acordo com a reivindicação 24, em que o atributosísmico compreende um atributo sísmico relacionado com a direção de pro-pagação da onda. ' .
27. Mídia, de acordo com a reivindicação 23,. em que multiplicarsinais filtrados compreende:aplicar uma transformação aos sinais filtrados para transformaros sinais filtrados do domínio tempo-espaço para o domínio frequência-número de onda, gerando sinais filtrados transformados;determinar uma função de freqüência e número de onda querepresenta o atributo sísmico no domínio frequência-número de onda;selecionar uma amostra dos sinais filtrados transformados nodomínio frequência-número de onda;multiplicar a amostra dos sinais filtrados transformados pela fun-ção de freqüência e número de onda no domínio frequência-número de on-da, para gerar sinais em escala; eaplicar uma transformação inversa aos sinais em escala paratransformação inversa a partir do domínio frequência-número de onda devolta para o domínio tempo-espaço, gerando sinais em escala inversamentetransformados.
28. Mídia, de acordo com a reivindicação 27, em que aplicaruma transformação aos sinais filtrados compreende aplicar uma transforma-çãó de Fourier.
29. Mídia, de acordo com a reivindicação 27, em que a função éuma função complexa da freqüência e número de onda.
30. Mídia, de acordo com a reivindicação 27, em que aplicaruma transformação inversa aos sinais em escala compreende aplicar umatransformação de Fourier inversa.
31. Mídia, de acordo com a reivindicação 23, em que dividir ossinais em escala compreende:calcular um envelope para os sinais em escala inversamentetransformados;calcular um envelope para os sinais filtrados; edividir o envelope para os sinais em escala inversamente trans-formados pelo envelope para os sinais filtrados, para gerar o atributo sísmi-co.
32. Mídia, de acordo com a reivindicação 23, em que dividir ossinais em escala compreende:dividir os sinais em escala inversamente transformados pelossinais filtrados, para gerar o atributo sísmico.
33. Mídia, de acordo com a reivindicação 23, em que o atributosísmico é usado em processamento adicional dos sinais sísmicos.
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