BRPI1001377B1

BRPI1001377B1 - método para transformar sinais sísmicos e meio legível por computador

Info

Publication number: BRPI1001377B1
Application number: BRPI1001377A
Authority: BR
Inventors: James Day Anthony; Klüver Tilman
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2009-05-07
Filing date: 2010-05-07
Publication date: 2020-01-14
Also published as: EG26389A; US20100286920A1; US8239135B2; IN2010KO00424A; AU2010201504B2; EA201000590A1; BRPI1001377A2; EP2249182A1; MY152418A; EA022531B1; CN101881836B; AU2010201504A1; EP2249182B1; MX2010005019A; CN101881836A; ATE549646T1; DK2249182T3; SG166066A1

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 MÉTODO PARA TRANSFORMAR SINAIS SÍSMICOS E MEIO LEGÍVEL POR COMPUTADOR.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO CAMPO DA INVENÇÃO [0001] A presente invenção refere-se em geral ao campo da prospecção geofísica. Mais particularmente, a invenção está relacionada ao campo do cálculo de atributos relacionados à direção de propagação de onda.

DESCRIÇÃO DA TÉCNICA RELACIONADA [0002] Na indústria de petróleo e gás, a prospecção é usada comumente para auxiliar na pesquisa e avaliação das formações subterrâneas. As técnicas de prospecção geofísica produzem conhecimento da estrutura da subsuperfície da terra, o que é útil para descoberta e extração de recursos minerais valiosos, particularmente depósitos de hidrocarboneto tais como petróleo e gás natural. Uma técnica bem-conhecida de prospecção geofísica é um levantamento sísmico. Em um levantamento sísmico baseado em terra, um sinal sísmico é gerado na, ou próximo a, superfície da terra e então se desloca para baixo para dentro da subsuperfície da terra. Em um levantamento sísmico marinho, o sinal sísmico também pode se deslocar para baixo através de um corpo de água que cobre a subsuperfície da terra. Fontes de energia sísmica são usadas para gerar o sinal sísmico que, depois de se propagar para dentro da terra, é parcialmente refletido pelos refletores sísmicos da subsuperfície. Tais refletores sísmicos tipicamente são interfaces entre formações subterrâneas que tem propriedades elásticas diferentes, especificamente velocidade de onda sonora e densidade da rocha, que levam a diferenças na impedância acústica nas interfaces. A energia sísmica refletida é detectada e gravada por sensores sísmicos (também

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2/20 chamados receptores sísmicos) na ou próximos a superfície da terra, em um corpo de água de cobertura, ou a profundidades conhecidas em furos de poço.

[0003] Os dados sísmicos resultantes obtidos na realização de um levantamento sísmico são processados para produzir informação relacionada à estrutura geológica e propriedades das formações subterrâneas na área sendo levantada. Os dados sísmicos processados são processados para exibição e análise do potencial de conteúdo de hidrocarboneto destas formações subterrâneas. A meta do processamento de dados sísmicos é extrair a partir dos dados sísmicos, tanta informação quanto possível com respeito às formações subterrâneas a fim de imagear a subsuperfície geológica adequadamente. A fim de identificar locais na subsuperfície da Terra onde existe uma probabilidade de encontrar acúmulos de petróleo, grandes somas de dinheiro são gastas na reunião, processamento, e interpretação dos dados sísmicos. O processo de construção de superfícies refletoras que definem as camadas da terra subterrâneas de interesse a partir de dados sísmicos gravados fornece uma imagem da terra em profundidade ou tempo.

[0004] A imagem da estrutura da subsuperfície da Terra é produzida a fim de permitir que um interpretador selecione locais com a maior probabilidade de ter acúmulos de petróleo. Para verificar a presença de petróleo, tem que ser perfurado um poço. A perfuração de poços para determinar se depósitos de petróleo estão presentes ou não, é um empreendimento extremamente oneroso e demorado. Por esta razão, existe uma necessidade contínua de melhorar o processamento e exibição dos dados sísmicos, para assim produzir uma imagem da estrutura da subsuperfície da Terra que irá melhorar a capacidade de um interpretador, seja a interpretação feita por um computador ou um humano, para aferir a probabilidade de que existe um acúmulo de

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3/20 petróleo em uma localização particular na subsuperfície da Terra. [0005] As fontes sísmicas apropriadas para geração do sinal sísmico em levantamentos sísmicos em terra podem incluir explosivos e vibradores. Levantamentos sísmicos marinhos empregam tipicamente uma fonte sísmica submersa rebocada por um navio e ativada periodicamente para gerar um campo de onda acústico. A fonte sísmica que gera o campo de onda pode ser de diversos tipos, que incluem uma pequena carga explosiva, uma descarga ou arco elétrico, um vibrador marinho, e, tipicamente, uma arma. A arma de fonte sísmica pode ser uma arma de água, uma arma de vapor, e, mais tipicamente, uma arma de ar. Tipicamente, uma fonte sísmica marinha consiste não em um único elemento de fonte, mas de uma matriz espacialmente distribuída de elementos fonte. Este arranjo é particularmente verdadeiro para armas de ar, correntemente a forma mais comum de fonte sísmica marinha. Em uma matriz de armas de ar, cada arma de ar tipicamente armazena e libera rapidamente um volume diferente de ar fortemente comprimido, que forma um impulso de curta duração.

[0006] Os tipos apropriados de sensores sísmicos tipicamente incluem sensores de velocidade de partículas, particularmente em levantamentos em terra, e sensores de pressão de água, particularmente em levantamentos marinhos. Algumas vezes sensores de deslocamento de partículas, sensores de aceleração de partículas, ou sensores de gradiente de pressão são usados no lugar de ou em adição aos sensores de velocidade de partículas. Os sensores de velocidade de partículas e sensores de pressão de água são conhecidos normalmente na técnica como geofones e hidrofones, respectivamente. Os sensores sísmicos podem ser dispostos sozinhos, mas são mais comumente dispostos em matrizes de sensores. Adicionalmente, os sensores de pressão e sensores de velocidade de partículas podem ser dispostos juntos em um levantamento marinho, colocados em pares ou

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4/20 pares de matrizes espaciais.

[0007] Um sensor de movimento de partículas, tal como um geofone, tem sensitividade direcional, enquanto um sensor de pressão, tal como um hidrofone, não. Consequentemente, os sinais de campo de onda ascendentes detectados por um geofone e hidrofone localizados próximos estará em fase, enquanto os sinais de campo de onda descendentes serão gravados 180 graus fora de fase. Várias técnicas têm sido propostas para usar esta diferença de fase para reduzir os cortes espectrais causados pela reflexão da superfície e, se as gravações são feitas no fundo do mar, para atenuar múltiplas transmissões pela água. Deve ser notado que uma alternativa para ter o geofone e hidrofone colocados, é ter densidade espacial suficiente dos sensores de modo que os respectivos campos de onda gravados pelo hidrofone e geofone possam ser interpolados ou extrapolados para produzir os dois campos de onda na mesma localização.

[0008] A aquisição sísmica marinha 3D (tridimensional) convencional por cabo rebocado pode resultar em sobreposição espacial nos em linha (paralelos aos cabos rebocados), em linha cruzada (perpendiculares aos cabos rebocados), ou mesmo em ambas as direções. A densidade de amostragem em cabos rebocados é tipicamente mais densa na direção em linha do que na direção de linha cruzada. A assimetria é devido a um espaçamento mais amplo entre os receptores em cabos separados do que entre receptores no mesmo cabo. Esta assimetria pode levar a sobreposição espacial dos dados amostrados na direção da linha cruzada. Entretanto, também pode existir sobreposição na direção em linha. Por exemplo, a sobreposição na direção em linha pode ser um problema em processamento de alta resolução dos dados sísmicos superficiais com grandes ângulos de emersão. Em cabos de fundo de oceano, o espaçamento dos receptores ao longo do cabo pode ser mais grosso do que o espaçamento típico de

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12,5 metros nos cabos rebocados. Adicionalmente, a sobreposição pode se tornar um problema em domínios onde o espaçamento é intrinsecamente mais grosso do que em um domínio de detonação comum. Por exemplo, o intervalo de detonação pode ser de até 50 metros em um domínio de receptor comum.

[0009] Estas sobreposições espaciais interferem com os esforços convencionais para avaliar com precisão os atributos sísmicos a partir de dados sísmicos. Por exemplo, um atributo sísmico, o fator de obliquidade inversa, é usado comumente para corrigir a velocidade vertical das partículas a partir de geofones para ângulos de emergência não-verticais. Esta correlação, por sua vez, faz com que seja possível uma combinação mais precisa dos sinais de pressão e movimento de partículas para derivar os componentes de campo de onda ascendentes e descendentes. O efeito da reflexão da superfície é removido se o campo de onda ascendente é considerado em isolamento, e os campos de onda ascendente e descendente podem subsequentemente ser combinados para atenuar múltiplas transmissões pela água do sinal sísmico.

[00010] Desta forma, existe uma necessidade de um método para transformar dados sísmicos em atributos sísmicos que atenue os efeitos de sobreposição espacial em qualquer direção e em qualquer domínio induzido por geometrias de aquisição marinha típicas.

BREVE SUMÁRIO DA INVENÇÃO [00011] A invenção é um método para transformação de sinais sísmicos representativos de formações de subsuperfície em um atributo sísmico útil para identificação e caracterização das formações de subsuperfície. Os filtros são aplicados aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados com energia sobreposta espacialmente atenuada. Os sinais filtrados são multiplicados no domínio frequência-número de onda por uma função complexa da frequência e número de onda, para gerar

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6/20 sinais em escala. Os sinais em escala, transformados para o domínio tempo-espaço, são divididos pelos sinais filtrados no domínio tempoespaço, para gerar o atributo sísmico.

[00012] Em outra modalidade, a invenção é um método para transformação de sinais sísmicos representativos de formações de subsuperfície em um atributo sísmico útil para identificação e caracterização das formações de subsuperfície. Um computador programável é usado para realizar o que segue. Filtros são aplicados aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados com energia sobreposta atenuada espacialmente. Os sinais filtrados são multiplicados no domínio frequência-número de onda por uma função complexa da frequência e número de onda que representa o atributo sísmico no domínio frequência-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 o atributo sísmico.

[00013] Em ainda outra modalidade, a invenção é um meio legível por computador com um programa de computador armazenado nele, em que o programa tem lógica operável para fazer com que um computador programável realize o que segue. São aplicados filtros aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados com energia sobreposta atenuada espacialmente. Os sinais filtrados são multiplicados no domínio frequência-número de onda por uma função complexa da frequência e número de onda que representa o atributo sísmico no domínio frequência-número de onda, para gerar os sinais em 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 [00014] A invenção e suas vantagens podem ser mais facilmente

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7/20 entendidas através de referência a descrição detalhada a seguir e aos desenhos em anexo, nos quais:

A figura 1 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da invenção para calcular um atributo sísmico;

A figura 2 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da invenção para filtrar sinais sísmicos;

A figura 3 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da invenção para colocar sinais sísmicos em escala através de uma representação da frequência e número de onda de um atributo sísmico;

A figura 4 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da invenção 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 obliquidade inversa calculado;

A figura 7 é uma seção sísmica do campo de pressão ascendente estimado, sem filtro de obliquidade;

A figura 8 é uma seção sísmica do campo de pressão ascendente estimado, filtrado de 60 a 70 graus;

A figura 9 é o espectro da seção sísmica na figura 7; e

A figura 10 é o espectro da seção sísmica na figura 8. [00015] Ao mesmo tempo em que a invenção será descrita em conexão com suas modalidades preferenciais, deve ser entendido que a invenção não está limitada a estas. Ao contrário, a invenção pretende cobrir todas as alternativas, modificações, e equivalentes que podem ser incluídos dentro do escopo da invenção, como definido pelas reivindicações em anexo.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO [00016] Em geral, atributo físico é qualquer informação obtida a partir de sinais sísmicos para obter características sísmicas de interesse.

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8/20

Tipicamente, atributos sísmicos compreendem medições quantitativas de sinais sísmicos úteis para a identificação e caracterização das formações da subsuperfície da terra na busca por depósitos de hidrocarbonetos produtivos. Em particular, atributos físicos são frequentemente baseados em fazer medições de tempo, amplitude, e frequência (ou fase) nos sinais sísmicos. Medições de tempo usualmente estão relacionadas a propriedades geométricas, tal como uma estrutura de formação da subsuperfície, enquanto medições de amplitude e frequência usualmente estão relacionadas a propriedades físicas, tais como uma estratigrafia de formação da subsuperfície e caracterização de reservatório de hidrocarboneto.

[00017] Alguns exemplos de atributos sísmicos incluem: selecionar os tempos e inclinações do deslocamento nos dois sentidos a partir dos registros de reflexão sísmica para gerar a estrutura da formação; calcular as velocidades para converter os tempos de deslocamento para profundidades; relacionar áreas de alta amplitude de reflexão, chamadas manchas brilhantes, em seções sísmicas a zonas de gás; realizar análise de rastreamento complexo para calcular fase e frequência instantâneos; e calcular medições de coesão, tais como análises de correlação cruzada, semelhança, e valor próprio, para revelar falhas e outras características estratigráficas nos dados sísmicos 3D.

[00018] A invenção é um método para transformação de sinais sísmicos representativos das formações da subsuperfície em um atributo sísmico útil para identificação e caracterização das formações da subsuperfície. Primeiro, os filtros são aplicados aos dados sísmicos para atenuar a energia sobreposta espacialmente. Atributos sísmicos possíveis podem ser calculados através da aplicação de filtros de escala no domínio frequência-número de onda aos dados filtrados transformados a partir do domínio tempo-espaço, seguido pela

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9/20 transformação dos dados reduzidos de volta para o domínio tempoespaço. O atributo então pode ser calculado no domínio tempo-espaço pela combinação com os dados filtrados antes da aplicação do filtro de escala frequência-número de onda. Os atributos sísmicos calculados podem ser usados adicionalmente para diferentes aplicações. Sem limitação ao seu escopo, a invenção é ilustrada através de um exemplo para separação de campos de onda de sensor dual em componentes ascendentes e descendentes.

[00019] Em uma modalidade, a invenção é um método para calcular atributos sísmicos no domínio tempo-espaço a partir de seções sísmicas. As seções sísmicas podem ser bi ou tridimensionais. Em uma modalidade particular, os atributos são relacionados à direção de propagação da onda. Estes atributos podem incluir, mas não estão restritos a, componentes de ângulos do vetor de atraso, emergência e azimute.

[00020] As figuras 1 a 4 mostram fluxogramas que ilustram modalidades da invenção para calcular um atributo sísmico a partir de seções sísmicas. A figura 1 é um fluxograma que ilustra uma modalidade genérica da invenção. As figuras 2 a 4 são fluxogramas que ilustram adicionalmente modalidades mais particulares da invenção como descrita na figura 1. As figuras 5 a 10 são seções e espectros que ilustram um exemplo de uso da invenção como descrita nas figuras 1 a

4.

[00021] A figura 1 é um fluxograma que ilustra uma modalidade da invenção para transformação de sinais sísmicos em um atributo sísmico. No bloco 10, os filtros são aplicados aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados com energia sobreposta espacialmente atenuada. No bloco 11 os sinais filtrados a partir do bloco 10 são multiplicados no domínio frequência-número de onda através de uma função complexa da frequência e número de onda que representa o atributo sísmico no

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10/20 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 tempo-espaço através de sinais filtrados do bloco 10, para gerar o atributo sísmico.

[00022] 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 detalhes a parte da invenção discutida no bloco 10 da figura 1, acima.

[00023] No bloco 20, os sinais sísmicos são obtidos a partir de seções sísmicas. Os sinais sísmicos são indicativos de formações subterrâneas da terra. Os sinais sísmicos podem ser de coletas de detonação comuns ou coletas de receptores comuns, ou a partir de qualquer outro domínio sísmico apropriado. Os sinais sísmicos podem ser sinais de pressão a partir de sensores de pressão tais como hidrofones, que serão designados por propósitos meramente ilustrativos como h(t,x), ou sinais de velocidade vertical das partículas a partir dos sensores de movimento de partícula tais como geofones ou acelerômetros que serão designados por propósitos meramente ilustrativos como g(t,x). Na discussão a seguir, os sinais sísmicos serão ilustrados através de sinais de pressão h(t,x), mas este uso ilustrativo dos sinais de pressão não deve ser considerado como uma limitação da invenção. Aqui, os sinais no domínio de tempo são denotados por letras minúsculas, enquanto os mesmos sinais no domínio de frequência são denotados através das letras maiúsculas correspondentes.

[00024] No bloco 21, os filtros são aplicados aos sinais sísmicos h(x,t) obtidos no bloco 20 para atenuar a energia sobreposta espacialmente, gerando os sinais filtrados hf(t,x). Os filtros podem ser aplicados no domínio tempo-espaço ou, alternativamente, no domínio frequência-espaço. Em uma modalidade, um filtro passa-baixo é empregado para atenuar a energia espacialmente sobreposta.

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11/20 [00025] No bloco 22, um atributo sísmico a(t,x) é selecionado para transformar os sinais filtrados hf(t,x) do bloco 21 para dentro. O atributo sísmico também é indicativo de formações subterrâneas da terra. Em uma modalidade, o atributo sísmico a(t,x) selecionado é relacionado à direção de propagação da onda.

[00026] A figura 3 é um fluxograma que ilustra um elemento da invenção, com respeito a colocar em escala os sinais sísmicos através de uma representação frequência número de onda de um atributo sísmico. A figura 3 ilustra em mais detalhes a parte da invenção discutida no bloco 11 da figura 1, acima.

[00027] No bloco 30, é aplicada uma transformada aos sinais filtrados hf(t,x) a partir do domínio tempo-espaço (t,x) para o domínio frequência-número de onda (ω,Κ), gerando sinais filtrados transformados Hf(w,k). A transformada pode ser obtida pela aplicação de qualquer transformada frequência-número de onda bem-conhecida, tal como, por exemplo, transformada Fourier. Em particular, Transformações de Fourier Rápidas (FFTs) podem ser empregadas por eficiência computacional.

[00028] No bloco 31 é determinada uma função A(w,k) de frequência e número de onda que representa o atributo sísmico a(t,x), selecionado no bloco 22 da figura 2, no domínio frequência-número de onda. A função A(w,k) é uma função de variável complexa de frequência e número de onda. A determinação da função de atributo sísmico será discutida em mais detalhes abaixo com um cálculo de exemplo de fator de obliquidade inversa.

[00029] No bloco 32 é selecionada uma amostra Hf(w,k) no domínio frequência-número de onda nos sinais filtrados transformados no bloco 30.

[00030] No bloco 33, a amostra Hf(w,k) do bloco 32 é colocada em escala sendo multiplicada no domínio frequência-número de onda

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12/20 através da função de frequência e número de onda Ά(ω,Κ) determinada no bloco 31, para gerar uma amostra em escala Hsfa,k). Desta forma, em uma modalidade, a amostra em escala Hsfa,k) é calculada como segue:

Hsfak) = Hfa,k) (1) [00031] No bloco 34, é determinado se restam mais algumas amostras Hffa,k). Se a determinação é sim, restam mais amostras, então o processo retorna 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.

[00032] No bloco 35, uma transformada inversa é aplicada aos sinais em escala Hsfa,k) do bloco 34 para transformada inversa dos sinais em escala Hsfa,k) a partir do domínio (ωΜ) frequência-número de onda de volta para o domínio (t,x) tempo-espaço, gerando a transformada inversa dos sinais em escala hs(t,x). A transformada inversa pode ser obtida pela aplicação de qualquer transformada de frequência-número de onda bem-conhecida, tal como, por exemplo, transformada de Fourier inversa. Em particular, Transformações de Fourier Rápidas Inversas (IFFTs) podem ser empregadas por eficiência computacional.

[00033] A figura 4 é um fluxograma que ilustra um elemento da invenção, com respeito a calcular um atributo sísmico. A figura 4 ilustra em mais detalhes a parte da invenção discutida no bloco 12 da figura 1, acima.

[00034] No bloco 40 é determinado se é desejado processamento adicional antes de calcular o atributo sísmico a(x,t). Entretanto, este processamento adicional é apropriado apenas para o caso de atributos sem sinal (ou seja, valores não-negativos). Se a determinação é sim, é desejado processamento adicional, então o processo prossegue para o bloco 41 para realizar o processamento. Se a determinação é não, nenhum processamento adicional é desejado, então o processo pula

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13/20 para o bloco 43, abaixo.

[00035] No bloco 41, é calculado um envelope env[hf(t,x)] para os sinais em escala inversamente transformados hs(x,t) do bloco 35 da figura 3.

[00036] No bloco 42, um envelope env[hf(t,x)] é calculado para os sinais filtrados hf(x,t) do bloco 21 da figura 2.

[00037] No bloco 43, o envelope env[hf(t,x)] para os sinais em escala inversamente transformados calculados no bloco 41 é dividido pelo envelope env[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 desejado a(t,x) como uma função do tempo e espaço. Assim, em uma modalidade o atributo sísmico é calculado como segue:

a (t, x) = env h_s (t, x ) env h_f (t, x (2) [00038] Então o processo prossegue para o bloco 45.

[00039] No bloco 44, os sinais em escala inversamente transformados hs(x,t) do bloco 36 da figura 3 são divididos pelos sinais filtrados hf(xt) do bloco 21 da figura 2 no domínio tempo-espaço. A divisão gera uma relação que fornece o atributo desejado a(t,x) como uma função do tempo e espaço. Assim, em outra modalidade, o atributo sísmico a(t,x) é calculado como segue:

(3) [00040] No bloco 45, o atributo sísmico do bloco 43 ou do bloco 44 pode ser usado em processamento adicional do sinal sísmico de largura de banda completa.

[00041] Convencionalmente separar os sinais sísmicos gravados de um cabo de sensor dual em componentes de campo de onda ascendentes e descendentes deve ocasionar as seguintes etapas. As amostras de pressão (hidrofone) e velocidade vertical das partículas

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14/20 (geofone) h(t,x) e g(t,x), respectivamente, podem ser corrigidas por diferenças de resposta de impulso entre os dois tipos de detectores. As amplitudes das amostras de velocidade vertical das partículas também podem ser corrigidas para as chegadas de ondas sísmicas não-verticais e, se necessário, ruído do reboque do cabo. Embora ilustradas como correções no domínio tempo-espaço, estas correções podem ser feitas tanto no domínio tempo-espaço como no domínio frequência-número de onda ou em qualquer outro domínio que seja conveniente. As amostras corrigidas de pressão e velocidade vertical das partículas contidas em uma coleta de detonação comum são então transformadas para o domínio frequência-número de onda (f-k), fornecendo Η(ω,Κ) e Gfa,k), respectivamente. As transformações podem ser feitas por qualquer transformada f-k bem-conhecida, tal como, por exemplo, transformada Fourier.

[00042] O campo de onda de pressão em deslocamento ascendente ü(w,k), e o campo de onda de pressão em deslocamento descendente Dfa,k), devem ser computados no domínio f-k, com o uso das equações:

U (m, k ) =

H (m, k)- G (m, k) (4)

D (m, k) =

H (m, k) + G (m, k) 2 (5) [00043] Então os campos de onda ascendentes e descendentes □(ω,Κ) e ϋ(ω,Κ) das equações (4) e (5) respectivamente, podem ser usados no processamento adicional, tal como a atenuação múltipla relacionada à superfície. Os resultados são eventualmente inversamente transformados do domínio frequência-número de onda de volta para o domínio tempo-espaço.

[00044] Um exemplo que ilustra o método da invenção é

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15/20 apresentado. Este exemplo usa o cálculo do fator de obliquidade inverso, cos (Θ) (6) onde θ é o ângulo de emergência, também conhecido como ângulo de incidência ou ângulo de chegada. Este fator é usado para colocar em escala as amostras de velocidade das partículas para permitir a separação com precisão dos dados do sensor dual em componentes de campo de onda ascendentes e descendentes. É esperado que ao calcular este fator a partir da energia não-sobreposta e então aplicá-lo no domínio tempo-espaço, como no método da invenção, a energia sobreposta seja melhor manipulada do que a separação comumente aplicada no domínio frequência-número de onda.

[00045] Como acima, o sinal de pressão h(x,t), e o sinal de velocidade vertical das partículas g(t,x), são corrigidos opcionalmente, se considerado necessário, para diferenças de resposta ao impulso entre o sensor de sinal de pressão e o sensor de sinal de velocidade vertical das partículas. Esta correção para as diferenças relativas nas funções de transferência dos instrumentos correspondem às respostas ao impulso dos instrumentos no domínio tempo. Em uma modalidade estas correções podem corrigir a amplitude e fase dos sinais de pressão para corresponderem aos sinais de velocidade das partículas, ou, em uma modalidade alternativa corrigir os sinais de velocidade das partículas para corresponderem aos sinais de pressão, ou, em uma modalidade alternativa adicional corrigir ambos os conjuntos de dados para uma base comum. Correção para diferenças relativas nas respostas a impulsos dos instrumentos é bem-conhecido na técnica. Finalmente, os sinais de velocidade das partículas são preferencialmente colocados em escala de amplitude igual à impedância acústica na água para correção das diferenças relativas nas

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16/20 amplitudes da pressão e velocidade das partículas. Isto também é bemconhecido na técnica.

[00046] O sinal de velocidade das partículas, g(t,x), é adicionalmente corrigido para ângulos de chegada não-verticais das ondas sísmicas refletidas. Esta escala é obtida através do cálculo do fator de obliquidade inversa, que corresponde à equação (6), mas usando o método desta invenção, como segue. O fator de obliquidade inversa pode ser obtido com o uso tanto dos sinais de pressão como de sinais de velocidade vertical das partículas gravados. Aqui, o procedimento será demonstrado com o uso do sinal de pressão h(t,x), embora esta escolha seja apenas por fins ilustrativos e não deva ser entendida como uma limitação da invenção. Primeiro, um filtro passa-baixo é aplicado para remover a energia sobreposta espacialmente, o que gera o sinal filtrado hf(t,x). Os sinais filtrados são transformados do domínio tempoespaço (t,x) para o domínio frequência-número de onda (ω,Κ), o que gera amostras transformadas Η(ω,Κ). Os sinais então são colocados em escala pela divisão pelo cosseno do ângulo incidente para obter

Ηβ(ω,Κ) como segue

Η (ω, li) = ^Hf ^(ω,^k)cos(θ) onde cos(θ)= ω² (7) (8) [00047] Aqui, v é a velocidade do som na água, tipicamente de aproximadamente 1500 m/s, e |k| é o valor absoluto do número de onda angular. Os sinais específicos filtrados, transformados (para o domínio frequência-número de onda), e então colocados em escala (pelo fator de obliquidade inversa) Ηβ(ω,Κ) na equação (7) correspondem aos sinais colocados em escala de forma mais comum Ηε(ω,Κ) referenciados na discussão da invenção com respeito ao fluxograma na

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17/20 figura 3, acima.

[00048] Os sinais colocados em escala He(w,k) são então inversamente transformados a partir do domínio frequência-número de onda (w,k) de volta para o domínio tempo-espaço (t,x), o que gera os sinais em escala inversamente transformados he(w,k). Estes sinais em escala inversamente transformados he(w,k) correspondem aos sinais em escala inversamente transformados mais comuns hs(x,t) referenciados na discussão da invenção com respeito ao fluxograma na figura 4 acima.

[00049] Uma vez que o fator de obliquidade inversa é uma quantidade sem sinal, é desejável calcular o envelope dos sinais filtrados em escala hte(t,x) e os sinais filtrados hf(t,x). A relação destes envelopes fornece o fator de obliquidade inversa como uma função do tempo e espaço:

env h_e (t, x) (9) cos (θ) env h_f (t, x) [00050] O fator de obliquidade inversa na equação (9), derivado dos sinais de banda limitada, então é usado para colocar em escala o sinal de velocidade das partículas de largura de banda completa g(t,x), em que assim atenua os efeitos da sobreposição espacial:

gθ ^(t,^χ) = g^(t,^χ)·—TTÃ cos (θ) (10) [00051] Então, o sinal de velocidade das partículas corrigido ge(t,x), pode opcionalmente ser corrigido para o ruído do reboque do cabo, se necessário.

[00052] Um campo de onda de pressão ascendente u(t,x), é calculado a partir do sinal de pressão corrigido h(t,x), e do sinal de velocidade das partículas corrigido ge(t,x). Em uma modalidade, o campo de onda de pressão ascendente, u(t,x), é calculado pela aplicação da seguinte equação:

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18/20 u _(t, _χ) = h(t, x) - g_e(t, ^x) (11) [00053] Um campo de onda de pressão descendente d(t,x), é calculado a partir do sinal de pressão corrigido h(t,x), e do sinal de velocidade das partículas corrigido ge(t,x). Em uma modalidade, o campo de onda de pressão descendente, d(t,x), é calculado pela aplicação da seguinte equação:

d(t,x) = h(t,^χ) +^g d,^χ) (12) [00054] As figuras 5 a 10 ilustram o método da invenção como mostrado no exemplo do fator de obliquidade inverso discutido em relação às equações (6) a (12) acima. A figura 5 é uma seção sísmica do exemplo de sinais de pressão 501. Os sinais de pressão 501 na seção sísmica são um sinal de hidrofone gravado a partir de sinais de sensor dual. Os sinais de pressão 501 foram filtrados com um filtro passa-baixo de 55 a 60 Hz, para atenuar a energia sobreposta espacialmente. A figura 6 é uma seção sísmica de um fator de obliquidade inversa calculada 601, como mostrado na equação (6).

[00055] A figura 7 é uma seção sísmica do campo de pressão ascendente estimado 701, sem filtro de obliquidade aplicado. O fator de obliquidade inversa 601 da figura 6, calculado com a ajuda de FFTs, foi aplicado aos sinais de pressão 501 da figura 5. A figura 8 é uma seção sísmica do campo de pressão ascendente estimado 801, agora com obliquidade filtrada de 60 a 70 graus. O fator de obliquidade inversa mostrado na figura 6 foi aplicado.

[00056] A figura 9 é o espectro 901 da seção sísmica mostrada na figura 7, enquanto a figura 10 é o espectro 1001 da seção sísmica mostrada na figura 8.

[00057] Em outra modalidade, o método da invenção pode ser empregado para determinar inclinações de eventos locais. O uso de inclinações de eventos locais então permite que se acompanhem os

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19/20 processos de imageamento tempo-domínio comuns, tal como sobretempo normal (STN), sobretempo oblíquo (STO), migração de tempo pré-empilhamento, sem ter que conhecer as velocidades sísmicas. Vide, por exemplo, Fomel, S., Velocity-independent timedomain seismic imaging using local event slopes, Geophisics, Volume 27, No 3, (Maio-Junho de 2007), páginas S139 a S147.

[00058] Assim, a invenção pode ser empregada para realizar processamento tal como separação de campo de onda sem os artefatos associados com as técnicas de frequência-número de onda correntes, mas com um melhor manuseio das energias sobrepostas a custo similar às técnicas frequência-número de onda corrente.

[00059] A invenção foi discutida acima como um método, apenas por fins ilustrativos, mas também pode ser implementada como um sistema. O sistema da invenção é implementado preferencialmente por meio de computadores, em particular computadores digitais, juntamente com outros equipamentos de processamento. Tais equipamentos de processamento de dados, bem-conhecidos na técnica, compreenderão qualquer combinação ou rede de equipamentos de processamento de computador, que inclui, mas não está limitada a, hardware (processadores, dispositivos de armazenamento temporário e permanente, e qualquer outro equipamento de processamento de computador apropriado), software (sistemas operacionais, programas de aplicação, bibliotecas de programas matemáticos, e qualquer outro software apropriado), conexões (elétrica, ótica, sem fio, ou de outra forma), e periféricos (dispositivos de entrada e saída, tais como teclados, dispositivos apontadores, scanners, dispositivos de exibição tais como monitores e impressoras; mídia de armazenamento legível por computador tais como fitas, discos, e acionadores de discos rígidos, e qualquer outro tipo de equipamento apropriado).

[00060] Em outra modalidade, a invenção pode ser implementada

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20/20 como o método descrito acima, realizada especificamente com o uso de um computador programável para realizar o método. Em outra modalidade, a invenção pode ser implementada como um programa de computador armazenado em uma mídia legível por computador, com o programa tendo lógica operável para fazer com que um computador programável realize o método descrito acima. Em outra modalidade, a invenção pode ser implementada como uma mídia legível por computador com um programa de computador armazenado na mídia, de modo que o programa tem lógica operável para fazer com que um computador programável realize o método descrito acima.

[00061] Deve ser entendido que o conteúdo precedente é meramente uma descrição detalhada de modalidades específicas desta invenção e que numerosas mudanças, modificações, e alternativas às modalidades descritas podem ser feitas de acordo com o descrito aqui sem se afastar do escopo da invenção. A descrição precedente, portanto, não tem o significado de limitação do escopo da invenção. Em vez disso, o escopo da invenção é para ser determinado apenas pelas reivindicações em anexo e seus equivalentes.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para transformar sinais sísmicos representativos de formações de subsuperfície em um atributo sísmico útil para identificar e definir as formações de subsuperfície caracterizado pelo fato de que compreende:

aplicar (10) filtros aos sinais sísmicos para gerar sinais filtrados com a energia sobreposta espacialmente atenuada;

multiplicar (11) os sinais filtrados no domínio frequêncianúmero de onda por uma função complexa de frequência e número de onda representando o atributo sísmico no domínio frequência-número de onda para gerar sinais em escala; e dividir (12 )os sinais em escala, transformados para o domínio tempo-espaço, pelos sinais filtrados no domínio tempo-espaço, para gerar o atributo sísmico com energia sobreposta espacialmente atenuada.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que aplicar (10) filtros ao sinal sísmico compreende:

obter (20) sinais sísmicos a partir das seções sísmicas;

aplicar (21) filtros aos sinais sísmicos no domínio tempoespaço para gerar sinais filtrados com a energia sobreposta espacialmente atenuada; e selecionar (22) um atributo sísmico.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que aplicar (21) filtros no domínio tempo-espaço aos sinais sísmicos compreende aplicar filtros passa-baixo.
4. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o atributo sísmico compreende um atributo sísmico relacionado com a direção de propagação de onda.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que multiplicar (11) os sinais filtrados compreende:

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2/3 aplicar (30) uma transformada aos sinais filtrados para transformar os sinais filtrados do domínio tempo-espaço para o domínio frequência-número de onda, gerando sinais filtrados transformados;

determinar (31) a frequência ou função complexa e número de onda que representa o atributo sísmico no domínio de frequêncianúmero de onda;

selecionar (32) uma amostra dos sinais filtrados transformados no domínio frequência-número de onda;

multiplicar (33) a amostra dos sinais filtrados transformados pela função complexa selecionada de frequência e de número de onda no domínio de frequência-número de onda, para gerar sinais em escala; e aplicar (35) uma transformada inversa aos sinais em escala para transformar inversamente os sinais em escala a partir do domínio de frequência-número de onda de volta para o domínio tempo-espaço, gerando sinais em escala inversamente transformados.
6. Método para transformar sinais sísmicos representativos de formações de subsuperfície em um atributo sísmico útil para identificar e definir as formações de subsuperfície caracterizado pelo fato de que compreende:

usar um computador programável para realizar o método como definido em qualquer uma das reivindicações precedentes.
7. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que aplicar uma transformada aos sinais filtrados compreende aplicar uma transformada de Fourier.
8. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que aplicar (35) uma transformada inversa aos sinais em escala compreende aplicar uma transformada de Fourier inversa.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 6,

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3/3 caracterizado pelo fato de que quando realizado pelo computador programável, em que dividir (12) os sinais em escala compreende:

calcular (41) um envelope para os sinais em escala inversamente transformados;

calcular (42) um envelope para os sinais filtrados; e dividir (43) o envelope para os sinais em escala inversamente transformados pelo envelope para os sinais filtrados, para gerar o atributo sísmico.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 6, caracterizado pelo fato de que quando realizado pelo computador programável, em que dividir (12) os sinais em escala compreende:

dividir (44) os sinais em escala inversamente transformados pelos sinais filtrados, para gerar o atributo sísmico.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 6, caracterizado pelo fato de que quando realizado pelo computador programável, o atributo sísmico é usado (45) em processamento adicional dos sinais sísmicos.
12. Meio legível por computador, caracterizado pelo fato de conter gravado um método para transformar sinais sísmicos representativos de formações de subsuperfície em um atributo sísmico útil para identificar e definir as formações de subsuperfície, tal como definido em qualquer uma das reivindicações 1 a 11.