BRPI1001848A2 - método para adquirir e processar dados sìsmicos marinhos para extrair e usar construtivamente os campos de onda ascendente e descendente emitidos pela(s) fonte(s) - Google Patents

Abstract

MéTODO PARA ADQUIRIR E PROCESSAR DADOS SISMICOS MARINHOS PARA EXTRAIR E USAR CONSTRUTIVAMENTE OS CAMPOS DE ONDA ASCENDENTE E DESCENDENTE EMITIDOS PELA(S) FONTE(S). A presente invenção refere-se a um método para aquisição e processamento de sinais sísmicos marinhos, para extrair campos de onda ascendente e descendente de uma fonte de energia sísmica que inclui desdobrar pelo menos duas fontes de energia sísmica marinha em diferentes profundidades em um corpo de água. Estas fontes de energia sísmica são atuadas com atrasos de tempo conhecidos que são variados de registro de disparo para registro de disparo. Sinais sísmicos das fontes desdobradas em diferentes profundidades são gravados simultaneamente. Energia sísmica correspondente a cada uma das fontes é extraída dos sinais sísmicos gravados. Campos de onda ascendente e descendente são extraídos das fontes desdobradas em diferentes profundidades usando a energia sísmica ex- traída dali. Um método inclui os campos de onda ascendente e descendente separados serem propagados para a superfície da água ou uma referência comum, o campo de onda ascendente ou descendente ser deslocado 180 graus em fase e os sinais destes campos de onda ascendente e descendente serem somados.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODOPARA ADQUIRIR E PROCESSAR DADOS SÍSMICOS MARINHOS PARAEXTRAIR E USAR CONSTRUTIVAMENTE OS CAMPOS DE ONDA AS-CENDENTE E DESCENDENTE EMITIDOS PELA(S) FONTE(S)".

Antecedentes da Invenção

Campo da Técnica

A presente invenção refere-se, no geral, aos campos de aquisi-ção de dados e processamento de dados sísmicos marinhos. Mais particu-larmente, a invenção refere-se aos métodos para desenhar e atuar fontessísmicas marinhas, e para processar tais dados, nos quais campos de ondaascendentes e descendentes emitidos pela fonte podem ser extraídos econstrutivamente adicionados.

Antecedentes da Técnica

Em exploração sísmica, dados sísmicos são adquiridos pelatransmissão de energia acústica para o interior da Terra, próximo de suasuperfície, e pela detecção de energia acústica que é refletida dos limitesentre diferentes camadas das formações rochosas subsuperficiais. Energiaacústica é refletida quando houver uma diferença na impedância acústicaentre camadas adjacentes a um limite. Sinais que representam a energiaacústica detectada são interpretados para inferir estruturas e composiçãodas estruturas da formação rochosa subsuperficial.

Na exploração sísmica marinha, uma fonte de energia sísmica,tal como um canhão a ar ou arranjo de canhão a ar, é tipicamente usadapara transmitir a energia acústica para o interior das formações abaixo doleito do corpo d'água. Tipicamente, o canhão a ar ou arranjo é atuado emuma profundidade selecionada na água, enquanto o canhão a ar ou arranjoé rebocado por uma embarcação. A mesma ou uma diferente embarcaçãorebocam um ou mais cabos de sensor sísmico, chamados "cabos flutuan-tes", na água. De forma geral, o cabo flutuante se estende atrás da embar-cação, ao longo da direção na qual o cabo flutuante é rebocado. Tipicamen-te, um cabo flutuante inclui uma pluralidade de hidrofones dispostos no ca-bo, em posições espaçadas conhecidas ao longo do cabo. Como é conheci-do na técnica, hidrofones são sensores que geram um sinal ótico ou elétricocorrespondente à pressão da água ou ao gradiente de tempo (dp / dt) dapressão na água. Tipicamente, a embarcação que reboca o um ou mais ca-bos flutuantes inclui equipamento de gravação para fazer um registro, inde-xado no tempo, dos sinais gerados pelos hidrofones, em resposta à energiaacústica detectada. O registro dos sinais é processado, da forma previamen-te explicada, para inferir estruturas e composições das formações terrestresabaixo dos locais nos quais a pesquisa sísmica é realizada.

Dados sísmicos marinhos incluem um efeito que limita a preci- são da inferência da estrutura e da composição das formações rochosassubsuperficiais. Este efeito, conhecido como efeito fantasma de fonte, surgedevido ao fato da água ter uma densidade e velocidade de propagação dasondas de pressão substancialmente diferentes do ar acima da superfície daágua. Efeito fantasma da fonte pode ser entendido como segue. Quando o15 canhão a ar ou o arranjo de canhão a ar for atuado, energia acústica radia,de forma geral, para fora do canhão a ar ou arranjo. Metade da energia des-loca para baixo, onde ela passa através do leito do corpo d'água e para ointerior das formações rochosas subsuperficiais. A outra metade da energiaacústica desloca para cima do canhão ou arranjo, e a maior parte desta e- nergia reflete a partir da superfície da água, em seguida do que, ela deslocapara baixo. A energia acústica refletida será atrasada no tempo e, também,será deslocada cerca de 180 graus em fase da energia acústica que se pro-paga diretamente para baixo. A energia acústica que se desloca para baixorefletida na superfície é comumente conhecida como um sinal "fantasma". O sinal fantasma interfere no campo de onda que se propaga diretamente parabaixo, ocasionando interferência construtiva em algumas partes da banda defreqüência e interferência destrutiva em outras partes da banda de freqüên-cia. Isto ocasiona uma seqüência de descontinuidades no espectro, igual-mente espaçadas em freqüência, incluindo uma descontinuidade na fre- quência zero (0 Hz). As freqüências destas descontinuidades no sinal acús-tico detectado são relacionadas à profundidade na qual o canhão a ar ouarranjo de canhão ficam dispostos, como é bem conhecido na técnica. Tipi-camente, o efeito da fonte fantasma é referido como a "fonte fantasma".

A energia sísmica emitida pela fonte é atenuada com a distânciada propagação em virtude de difusão geométrica, perda de transmissão eabsorção. A absorção da energia em freqüência superior em uma taxa mais alta que a da energia em freqüência inferior é bem conhecida na técnica.Portanto, para profunda penetração, é desejado maximizar a energia emitidapela fonte em freqüências inferiores. Uma vez que a fonte fantasma temuma descontinuidade em 0 Hz1 ela está limitando a energia na extremidadede baixa freqüência. Isto pode ser melhorado pelo reboque das fontes em uma maior profundidade. Entretanto, isto faz com que ocorram descontinui-dades fantasmas no espectro em freqüências inferiores e, portanto, limita aspartes de alta freqüência do espectro necessárias para tratamento de ima-gem em alta resolução dos alvos mais rasos. Também, durante o uso decanhão(ões) a ar como uma fonte de energia sísmica, a freqüência funda- mental do(s) canhão(ões) aumenta com a maior profundidade. Portanto, oaumento na energia da extremidade de baixa freqüência durante o reboquedos canhões a ar mais profundos, em função da fonte fantasma, é neutrali-zado pelo aumento na freqüência fundamental do(s) canhão(ões) a ar.

Uma maneira tradicional de aumentar o nível do sinal emitido pela fonte através da largura de banda durante o uso de canhão(ões) a ar éaumentar o volume total do ar liberado pelo(s) canhão(ões) a ar e/ou aumen-tar a pressão operacional. Entretanto, o volume máximo do ar que pode serliberado para cada disparo e a pressão de ar máxima são limitados pelo e-quipamento de fonte e sistema de suprimento de ar disponíveis. Mudar istopode ser muito dispendioso e demorado. Também, aumentar a intensidadeda fonte pode ter um impacto na vida útil marinha. Portanto, maximizar o usodo sinal emitido pela fonte pode ser de grande valia, e reduz a necessidadede aumentar o nível de energia emitida pela fonte. Pela extração dos cam-pos de onda que se propagam para cima (fantasma) e diretamente para bai- xo da fonte, os efeitos da fonte fantasma são eliminados e o sinal ao redorde todas as descontinuidades fantasmas é intensificado, incluindo a descon-tinuidade em 0 Hz. Estes campos de onda separados também podem serdeslocados no tempo em relação à superfície do mar ou a uma profundidadede referência comum, usando a(s) profundidade(s) da fonte conhecida(s),então, pela aplicação de um deslocamento de 180 graus em fase no sinalfantasma, eles podem ser somados construtivamente. Desta maneira, quasetoda energia emitida pela fonte é utilizada, o que consequentemente, quaseduplica o nível de energia primária para uma dada fonte de energia.

Uma técnica conhecida na área para extrair a fonte fantasma édescrita em M. Egan et al., Full deghosting of OBC data with over / undersource acquisition, 2007 Annual Meeting, San Antonio, Tx, Society of Explo-ration Geophysicists. A técnica descrita na publicação de Egan et al. incluirebocar uma primeira fonte de energia sísmica em uma primeira profundida-de na água, e rebocar uma segunda fonte de energia sísmica em uma se-gunda profundidade na água. As fontes são canhões a ar ou arranjos dosmesmos. A segunda fonte também é rebocada em uma distância seleciona-da atrás da primeira fonte. A primeira fonte é atuada e sinais sísmicos sãogravados correspondentes às atuações da primeira fonte. Depois que a em-barcação de reboque tiver se movido, de forma que a segunda fonte fiquedisposta substancialmente na mesma posição geodésica que a primeira fon-te estava no momento da sua atuação, a segunda fonte é atuada e sinaissísmicos são novamente gravados. Um conjunto de dados sísmicos "desfan-tasmados" é obtido usando a técnica descrita mais completamente na publi-cação de Egan et al.

Um dos principais problemas com a técnica fonte sobre / sobdescrita na publicação de Egan et al. supracitada é que o número de posi-ções de disparo é metade, se comparado com as técnicas de atuação defonte convencionais, fazendo com que a multiplicidade seja a metade. Umoutro problema com esta técnica, se os receptores sísmicos forem reboca-dos atrás de uma embarcação e, portanto, se moverem de disparo a dispa-ro, é que os receptores terão se movido em uma distância considerávelquando as fontes em diferentes profundidades forem atuadas. Para manter onúmero de posições de disparo e multiplicidade como uma aquisição sísmi-ca marinha convencional, e para minimizar a diferença nas posições do re-ceptor quando as fontes em diferentes profundidades forem atuadas, é de-sejável ter um método para extrair a fonte fantasma, que permite que fontesrebocadas em diferentes profundidades sejam atuadas durante a gravaçãode cada disparo gravado.

Uma técnica conhecida na área para atuar múltiplas fontes du-rante a gravação de cada registro de disparo é descrita na patente US n°6.882.938, emitida para S. Vaage e comumente pertencente à presente in-venção. Na técnica descrita, múltiplas fontes são atuadas com atrasos detempo variáveis selecionados em relação ao início da gravação sísmica. Oscampos de onda emitidos por cada fonte individual podem ser extraídos pelouso da coerência dos sinais de uma fonte em certos domínios depois da cor-reção pelos atrasos de tempo conhecidos de atuação daquela fonte.

Sumário da Invenção

Um método de acordo com um aspecto da invenção para aquisi-ção e processamento de sinais sísmicos marinhos, para extrair campos deonda ascendente e descendente de uma fonte de energia sísmica, incluidesdobrar pelo menos duas fontes de energia sísmica marinha em diferen-tes profundidades em um corpo d'água e, substancialmente, em uma mesmaposição longitudinal em relação a uma embarcação sísmica. Estas fontes deenergia sísmica são atuadas com atrasos de tempo conhecidos que são va-riados de registro de disparo para registro de disparo. Sinais sísmicos decada uma das fontes são simultaneamente gravados. Energia sísmica cor-respondente a cada uma das fontes é extraída dos sinais sísmicos grava-dos. Campos de onda ascendentes e descendentes são extraídos para cadauma das fontes usando a energia sísmica dali extraída.

Um método para pesquisa sísmica marinha de acordo com umoutro aspecto da invenção usa campos de onda ascendente e descendenteseparados de uma fonte de energia sísmica. Os campos de onda ascenden-te e descendente separados são propagados para pelo menos uma dentre asuperfície da água e a profundidade de referência comum. Um dos camposde onda ascendente ou descendente é deslocado 180 graus em fase. Fi-nalmente, estes campos de onda ascendente e descendente modificadossão somados.

Um método de acordo com um outro aspecto da invenção parapesquisa sísmica marinha usando pelo menos duas fontes de energia sísmi-ca operadas em diferentes profundidades e, substancialmente, em umamesma posição geodésica da fonte, inclui separar energia de cada uma dasfontes a partir dos sinais gravados. Campos de onda ascendente e descen-dente correspondentes a cada fonte são extraídos da energia separada. Oscampos de onda ascendente e descendente extraídos de cada fonte sãopropagados para pelo menos uma dentre a superfície da água e a profundi-dade de referência comum. Um dos campos de onda propagados é deslo-cado 180 graus em fase. Os campos de onda propagados com fase deslo-cada são somados.

Outros aspectos e vantagens da invenção ficarão aparentes apartir da seguinte descrição e das reivindicações anexas.

Breve Descrição dos Desenhos

A figura 1 mostra a aquisição de dados sísmicos em seçãotransversal, para mostrar um arranjo exemplar das fontes de energia sísmi-ca.

A figura 2 mostra uma vista plana da aquisição de dados sísmi-cos, para mostrar um arranjo exemplar dos cabos flutuantes receptores sís-micos.

A figura 3 mostra um fluxograma dos processos exemplares deacordo com a invenção.

A figura 4 mostra um exemplo da saída espectral de uma únicafonte sísmica com aquela das fontes sísmicas combinadas operadas de a-cordo com a invenção.

Descrição Detalhada

A figura 1 mostra, em vista seccional transversal, um arranjo e-xemplar para adquirir dados sísmicos de acordo com a invenção. Uma em-barcação de pesquisa sísmica 10 se move ao longo da superfície 11A de umcorpo de água 11, tal como um lago ou o oceano. Tipicamente, a embarca-ção 10 inclui equipamento mostrado, de forma geral, em 12 e referido, porconveniência, como um "sistema de gravação". O sistema de gravação 12pode incluir dispositivos (nenhum mostrado separadamente) para atuar sele-tivamente fontes de energia sísmica 14, 16 (explicado a seguir), para atuar egravar os sinais gerados pelos sensores ou receptores 20 (explicado a se-guir), em resposta à energia sísmica transmitida para o interior da água 11 e,desse modo, para o interior das formações rochosas 19, 21 abaixo do leitodo corpo d'água 13, e para determinar a posição geodésica da embarcação10, as fontes de energia sísmica 14, 16 e cada um de uma pluralidade desensores ou receptores sísmicos 20 em qualquer momento.

A embarcação 10 é mostrada rebocando duas fontes de energiasísmicas 14, 16. As fontes de energia sísmicas 14, 16 podem ser qualquertipo de fonte de energia marinha, incluindo, mas sem limitações, canhões aar e canhões a água, ou arranjos de tais fontes de energia. No exemplomostrado na figura 1, as fontes 14, 16 são rebocadas, substancialmente, namesma distância atrás da embarcação 10 e em diferentes profundidades naágua 11. Em outros exemplos, as fontes 14, 16 podem ser rebocadas poruma diferente embarcação (não mostrada), ou podem ficar em uma posiçãofixa (contanto que as profundidades sejam diferentes, da forma mostrada nafigura 1). Portanto, ter a embarcação de pesquisa 10 que reboca as fontes14, 16 não é um limite ao escopo da presente invenção.

A embarcação 10 também é mostrada rebocando um cabo flutu-ante sísmico 18. Entretanto, de forma geral, esta invenção refere-se à fontede energia e, portanto, pode ser usada juntamente com qualquer tipo de ca-bo flutuante sísmico rebocado em qualquer configuração, cabo de base nooceano, sensores desdobrados em furos de sondagem, etc., e com qualquertipo de sensor receptor, incluindo, mas sem limitações, sensores de pressão,sensores de gradiente de tempo da pressão, sensores de velocidade, acele-rômetros, etc., ou qualquer combinação dos mesmos.

Durante a operação do arranjo na figura 1, em momentos sele-cionados depois de um primeiro atraso de tempo em relação ao início dagravação sísmica, o sistema de aquisição 12 atua em uma primeira das fon-tes de energia sísmicas, por exemplo, a fonte 14. A energia da primeira fonte14 desloca para fora dela, da forma mostrada em 24. Parte da energia des-loca para baixo, onde ela é refletida em limites de impedância acústica, porexemplo, o leito do corpo d'água 13 e nos limites 15, 17 entre diferentes for-mações rochosas 19, 21. Somente os reflexos no leito do corpo d'água são mostrados na figura 1, para objetividade de ilustração. Partes ascendentesda energia da primeira fonte 14 são refletidas a partir da superfície da água11 A, da forma mostrada na figura 1. O sistema de gravação 12 é configura-do para atuar a segunda fonte de energia sísmica, por exemplo, fonte 16, nofim de um segundo atraso de tempo selecionado em relação ao início dagravação de dados sísmicos ou, alternativamente, depois de um tempo se-lecionado antes ou depois da atuação da primeira fonte 14. Energia que sedesloca para fora da segunda fonte 16 se move ao longo de caminhos simi-lares como a energia da primeira fonte 14, da forma mostrada em 22 na figu-ra 1. Na presente invenção, cada atuação tanto da primeira quanto da se- gunda fontes de energia sísmicas, com os atrasos de tempo descritos a ci-ma, pode ser referida como uma "seqüência de disparo". Os atrasos de tem-po variam de seqüência de disparo para seqüência de disparo de uma ma-neira aleatória, semialeatória ou sistemática conhecida. Tipicamente, os a -trasos de tempo são menores que um segundo, mas também podem ser maiores. Também é importante que os atrasos de tempo para o disparo dasfontes sejam diferentes em cada seqüência de disparo. A diferença no atra-so de tempo entre o disparo da primeira fonte e da segunda fonte tambémdeve variar de uma maneira conhecida, que pode ser aleatória, semialeató-ria ou sistemática.

A figura 2 mostra o arranjo da figura 1 em vista plana, para ilus-trar o reboque de uma pluralidade de cabos flutuantes lateralmente espaça-dos 18. Os cabos flutuantes 18 podem ser mantidos em suas posições late-ral e longitudinal relativas em relação à embarcação 10 que usa equipamen-to de reboque 23 de tipos bem conhecidos na técnica. O que também émostrado na figura 2 é que a primeira fonte 14 e a segunda fonte 16 podemser lateralmente deslocadas (e/ou longitudinalmente deslocadas em outrosexemplos), para evitar, no caso de as fontes 14, 16 serem canhões a ar ouarranjos dos mesmos, que tenha ar disperso na água 11a partir da primeirafonte 14 afete a energia sísmica que se desloca para cima a partir da se-gunda fonte 16. O deslocamento lateral e/ou longitudinal é contemplado co-mo sendo somente uns poucos metros, de forma que as fontes 14, 16 forne-çam energia equivalente àquela que ocorreria se as fontes 14, 16 estives-sem no mesmo plano vertical e na mesma distância longitudinal atrás daembarcação, ou expressado diferentemente, essencialmente na mesma po-sição geodésica. Evitando ter ar disperso acima da segunda fonte 16 quan-do atuada, os efeitos da superfície da água (11A na figura 1) serão ajusta-dos para a profundidade da água, substancialmente os mesmos efeitos des-ta na primeira fonte (14 na figura 1).

A atuação da fonte e a gravação de sinal explicada acimas sãorepetidas para uma pluralidade de seqüências de disparo, enquanto a em-barcação 10, fontes 14, 16 e cabos flutuantes 18 se movem através da água11. As gravações de sinal feitas para cada seqüência de disparo pelo siste-ma de gravação 12 podem ser referidas como um "registro de disparo", ecada tal registro de disparo incluirá, para cada receptor 20, sinais corres-pondentes à energia sísmica produzida tanto pela primeira fonte 14 quantopela segunda fonte 16.

Um método exemplar de acordo com a invenção será agora ex-plicado em relação ao fluxograma da figura 3. Em 100, a primeira fonte (14na figura 1) é atuada. Tal atuação pode ser realizada usando um atraso detempo em relação ao início da gravação de sinal sísmico.

Em 102, a segunda fonte (16 na figura 1) pode ser atuada emuma pluralidade de seqüências de disparo, com um atraso de tempo diferen-te. O atraso de tempo entre a atuação da primeira fonte e a segunda fonteprecisa variar de seqüência de disparo para seqüência de disparo, e podeser negativo, de maneira tal que a atuação da segunda fonte possa precedera atuação da primeira fonte. O supracitado disparo das primeira e segundafontes usando atrasos de tempo variáveis em relação ao tempo de gravaçãopode ser repetido para uma pluralidade de seqüências de disparo. Para ca-da tal seqüência de disparo, os receptores em cada cabo flutuante medemum sinal, da forma mostrada em 104, e, também, da forma explicada acima.

O sistema de gravação (12 na figura 1) pode fazer gravações dos sinaisproduzidos pelos receptores em cada seqüência de disparo, novamente, daforma explicada acima.

Em 106, os sinais medidos podem ser classificados em concen-trações de posição de receptor comum ou em alguma outra concentraçãoque consiste em traços de diferentes registros de disparo. Uma concentra-ção de posição de receptor comum é um conjunto de traços selecionadosdos registros de disparo no qual, para cada traço, o receptor fica localizado,substancialmente, na mesma posição geodésica, no momento da gravaçãodos respectivos traços. Novamente, em relação à figura 1 uma primeira se-qüência de disparo pode gerar um sinal ("traço") para o receptor 20 maispróximo da embarcação 10, por exemplo. Quando a embarcação 10 tiver semovido, de forma que o próximo receptor 20 ao longo do cabo flutuante 19fique localizado, substancialmente, na mesma posição geodésica em queestava o receptor mais próximo no momento da primeira seqüência de dis-paro, as fontes 14, 16 podem ser atuadas, da forma explicada acima, emuma segunda seqüência de disparo. Os traços gravados do segundo recep-tor 20, na segunda seqüência de disparo, representarão um registro de posi-ção do receptor comum em relação aos traços gravados do primeiro recep-tor, na primeira seqüência de disparo. Em virtude de as posições geodésicasdos receptores 20 poderem ser determinadas pelo equipamento (não mos-trado separadamente) no sistema de gravação 12 em cada seqüência dedisparo, classificar os traços processados em concentrações de posição dereceptor comum pode incluir selecionar traços, nos quais as posições geo-désicas do receptor a partir do qual os traços são gerados são substancial-mente as mesmas.

Uma vez mais, em relação à figura 3, em 108, os sinais recebi-dos podem ser alinhados no tempo em relação ao tempo de atuação da pri-meira fonte. Em alguns exemplos, o tempo de atuação da primeira fonte e oinício do tempo de gravação podem ser idênticos, e tal alinhamento de tem-po pode não ser usado em tais exemplos. O alinhamento de tempo pode serrealizado, por exemplo, pelo deslocamento de tempo de cada traço em cadaconcentração de posição de receptor comum pelo atraso de tempo da pri-meira fonte em cada seqüência de disparo em relação ao início do tempo degravação do sinal. Então, a energia da primeira fonte que foi alinhada notempo ficará coerente na concentração do receptor, enquanto que a energiapara a segunda fonte ficará incoerente. Em 110, um filtro de coerência ououtra técnica pode ser aplicada nas concentrações de traço de posição dereceptor comum depois do alinhamento de tempo em relação ao disparo daprimeira fonte, se for exigido extrair a parte dos sinais gravados resultanteda primeira fonte (14 na figura 1). Técnicas para extrair sinais das fontesindividuais atuadas nos mesmos registros sísmicos com atrasos de tempovariáveis são descritas, por exemplo, em P. Akerberg, et al., Simultaneoussource separation by sparse radon transform, 2008 Annual Meeting, Las Ve-gas, NV, Society of Exploration Geophysicists. Uma outra técnica é descritaem S. Spitz, Simultaneous source separation: a prediction-subtraction ap-proach, 2008 Annual Meeting, Las Vegas, NV, Society of Exploration Geo-physicists.

Em 112, então, as concentrações de posição de receptor comumpodem ser alinhadas no tempo em relação ao tempo de atuação da segundafonte (16 na figura 1) em cada seqüência de disparo. O alinhamento de tem-po pode ser realizado, por exemplo, pelo deslocamento de tempo de cadatraço em cada concentração de posição de receptor comum pelo atraso detempo em cada seqüência de disparo. Em 114, filtragem de coerência ou,por exemplo, a técnica descrita na publicação de Akerberg et al., substanci-almente, da forma explicada acima em relação a 110 na figura 3, pode serrealizada nos traços do registro de disparo comuns alinhados no tempo dasegunda fonte.

Em 116, os sinais componentes ascendente e descendente re-sultantes da primeira fonte e da segunda fonte podem ser usados em umaassim denominada técnica de processamento "sobre / sob", para extrair oefeito da fonte fantasma. Um exemplo de uma técnica como esta é descritoem M. Egan et al., Full deghosting of OBC data with over / under source ac-quisition, 2007 Annual Meeting, San Antonio1 TX1 Society of Exploration Ge-ophysicists, referenciado na seção de Antecedentes desta. A técnica descri-ta na referência de Egan et al. é baseada em uma técnica de cabo flutuantedual descrita em B. Posthumus, Deghosting using a twin streamer configura- tion, 52nd annual meeting, Copenhagen, Dinamarca, European Association ofGeoscientists and Engineers1 1990. Para resumir o método descrito na pu-blicação de Posthumus, da forma aplicada na presente invenção, sinais sís-micos originados da primeira fonte são corrigidos em relação à fase e à am-plitude em relação aos sinais sísmicos originados da segunda fonte, e os sinais corrigidos são adicionados como uma soma ponderada para gerarsinais desfantasmados. Técnicas para separar campos de onda ascenden-tes e descendentes com uma configuração sobre / sob são descritas em D.Monk, Wavefield separation of twin streamer data, First Break Vol. 8, No. 3,março de 1990.

Trabalho anterior no método sobre / sob focalizou na aplicaçãode receptores sísmicos operados em diferentes profundidades em um corpode água (veja as referências supracitadas). Tipicamente, os receptores sís-micos têm respostas idênticas (amplitude e fase) em todas as profundidadesaplicáveis. Portanto, não há necessidade de aplicar correções de resposta antes de combinar os dados ajustados a partir das duas (ou mais) profundi-dades. O mesmo não é verdade quando a metodologia for aplicada nas fon-tes de energia sísmica, em virtude de o campo de onda das fontes de ener-gia sísmica marinha ser substancialmente sensível à pressão hidrostática,que, por sua vez, é em função da profundidade da fonte. Portanto, na meto-dologia sobre / sob aplicada nas fontes de energia sísmica, há uma correçãoadicional para as respostas de fonte que precisam ser aplicadas. Note quetal correção será desnecessária se as respostas da fonte individual foremespecificamente desenhadas para ficar quase idênticas em uma profundida-de de referência selecionada, com as próprias fontes operando em diferen-tes profundidades. Há uma variedade de técnicas conhecidas para dese-nhar, medir ou calcular os campos de onda das fontes sísmicas, que têmdiferentes níveis de precisão. O campo de onda ou as posições seleciona-das no campo de onda podem ser diretamente medidos (por exemplo, medi-ção de campo distante), ou o campo de onda pode ser calculado com basenos modelos físicos da fonte. Também há vários métodos de monitoramentoda fonte, que determinam o campo de onda do arranjo de fonte de disparopara disparo, usando vários sensores dispostos no arranjo da fonte sísmica.Estes incluem o assim denominado National source method, de Anton Ziol-kowski et al. (1982) e, por exemplo, Method of Seismic Source MonitoringUsing Modeled Source Signatures with Calibration Function, patente US7.218.572, emitida para Parkes e comumente pertencente à presente invenção.

Um resultado da separação de campo de onda sobre / sob é, em116, a energia que se propaga diretamente para baixo e a energia fantasmaascendente de ambas as fontes separadas em campos de onda separados.

Estes campos de onda ascendente e descendente separadossão, em 118, propagados para a superfície do mar ou para qualquer profun-didade de referência comum selecionada, com base em profundidades dereboque conhecidas das fontes. A propagação pode ser realizada usandodeslocamento de tempo dependente do ângulo, com base em profundidadese ângulo da fonte conhecidos das frentes de onda que chegam recebidas,ou por deslocamento de fase linear, se a propagação for realizada no domí-nio de freqüência. Uma vez que a superfície do mar (superfície da água) re-presenta um coeficiente de reflexo negativo, então, o campo de onda ascen-dente (fantasma) é deslocado 180 graus em fase em 120. Finalmente, oscampos de onda ascendente e descendente podem ser somados em 122.

Desta maneira, a maior parte da energia emitida pelas duas fontes pode serusada construtivamente.

A figura 4 mostra um gráfico da saída de energia em relação àfreqüência de um arranjo de fonte tipo canhão a ar, na curva 80, contrastadocom um gráfico em 82 da saída de energia de uma fonte similar, com amesma saída de volume e energia total quando metade do arranjo for ope-rada em uma profundidade e a outra metade do arranjo em uma profundida-de diferente, e o sinal processado da forma explicada acima.Métodos de acordo com a invenção podem prover imagens sís-micas de maior qualidade em virtude da melhoria substancial do sinal sísmi-co através da banda de freqüência, para fazer soma construtiva dos camposde onda ascendente e descendente da(s) fonte(s).

Embora a invenção tenha sido descrita em relação a um númerolimitado de modalidades, versados na técnica com o benefício desta divul-gação percebem que podem ser concebidas outras modalidades que nãofogem do escopo da invenção aqui divulgada. Desta maneira, o escopo dainvenção deve ser limitado somente pelas reivindicações anexas.

Claims (20)

1. Método para aquisição e processamento de sinais sísmicosmarinhos, para extrair campos de onda ascendentes e descendentes deuma fonte de energia sísmica, o método compreendendo:desdobrar pelo menos duas fontes de energia sísmica marinhaem diferentes profundidades em um corpo de água e, substancialmente, emuma mesma posição longitudinal de uma embarcação sísmica;atuar cada uma das fontes de energia sísmica em uma plurali-dade de seqüências de disparo, cada seqüência com um atraso de tempodiferente conhecido entre o disparo de cada fonte e um início de gravaçãode sinal sísmico;gravar sinais sísmicos correspondentes a cada seqüência dedisparo;extrair energia sísmica correspondente a cada uma das fontesdos sinais sísmicos gravados; eextrair pelo menos um de um campo de onda ascendente e des-cendente usando a energia sísmica dali extraída.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que os atrasosde tempo variam em pelo menos uma de uma maneira aleatória, semialeató-ria e sistemática entre as seqüências de disparo.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a extraçãode energia sísmica de cada fonte compreende alinhamento de tempo dossinais gravados em relação a um tempo de disparo de cada fonte e filtragemde coerência dos sinais alinhados no tempo em relação aos corresponden-tes disparos da fonte alinhados no tempo.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, compreendendoadicionalmente corrigir as diferenças nas assinaturas das fontes rebocadasem diferentes profundidades.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, compreendendoadicionalmente desenhar fontes rebocadas em diferentes profundidades, demaneira tal que elas tenham assinaturas quase idênticas.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que os sinaissão medidos usando pelo menos um dentre sensores de pressão, sensoresresponsivos ao gradiente de tempo da pressão, sensores responsivos aogradiente de profundidade da pressão, sensores responsivos ao movimentode partícula e combinações dos mesmos.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, compreendendoadicionalmente propagar os campos de onda ascendentes e descendentesseparados de cada fonte para pelo menos uma dentre a superfície da águae a profundidade de referência comum, deslocar 180 graus em fase um den-tre os campos de onda ascendente e descendente, e somar os campos deonda ascendente e descendente deslocados em fase propagados.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, em que os camposde onda ascendente e descendente extraídos são propagados para pelomenos uma dentre a superfície da água e a profundidade de referência co-mum usando deslocamentos de tempo dependentes do ângulo com baseem profundidades de fonte e ângulos de emissão conhecidos.

9. Método, de acordo com a reivindicação 7, em que os camposde onda ascendente e descendente extraídos são propagados para pelomenos uma dentre a superfície da água e a profundidade de referência co-mum usando deslocamentos de fase linear dependentes do ângulo no do-mínio de freqüência.

10. Método para pesquisa sísmica marinha, compreendendo:separar campos de onda ascendente e descendente da energiasísmica emitida por pelo menos uma fonte de energia sísmica marinha;propagar os campos de onda ascendente e descendente sepa-rados da pelo menos uma fonte para pelo menos uma dentre a superfície daágua e a profundidade de referência comum;deslocar 180 graus em fase um dentre os campos de onda as-cendente e descendente; esomar os campos de onda ascendente e descendente desloca-dos em fase propagados.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, em que os cam-pos de onda ascendente e descendente separados são propagados parapelo menos uma dentre a superfície da água e a profundidade de referênciacomum usando deslocamentos de tempo dependentes de ângulo com baseem profundidades de fonte e ângulos de emissão conhecidos.

12. Método, de acordo com a reivindicação 10, em que os cam-pos de onda ascendente e descendente separados são propagados parapelo menos uma dentre a superfície da água e a profundidade de referênciacomum usando deslocamentos de fase linear dependentes de ângulo nodomínio de freqüência.

13. Método, de acordo com a reivindicação 10, em que um doscampos de onda ascendente e descendente separados é deslocado 180graus em fase antes da propagação dos campos de onda para pelo menosuma dentre a superfície da água e a profundidade de referência comum.

14. Método, de acordo com a reivindicação 10, em que os cam-pos de onda ascendente e descendente são propagados para pelo menosuma dentre a superfície da água e a profundidade de referência comum an-tes do deslocamento de 180 graus em fase.

15. Método, de acordo com a reivindicação 10, em que a energiasísmica é emitida por pelo menos duas fontes operadas em diferentes pro-fundidades e, substancialmente, na mesma posição geodésica.

16. Método para pesquisa sísmica marinha usando pelo menosduas fontes de energia sísmica operadas em diferentes profundidades e,substancialmente, na mesma posição geodésica da fonte, compreendendo:separar energia de cada uma das fontes dos sinais gravados;separar os campos de onda ascendente e descendente corres-pondentes a cada fonte da energia separada;propagar os campos de onda ascendente e descendente sepa-rados de cada fonte para pelo menos uma dentre a superfície da água e aprofundidade de referência comum;deslocar 180 graus em fase um dos campos de onda propagados; esomar os campos de onda propagados deslocados em fase.

17. Método, de acordo com a reivindicação 16, em que os cam-pos de onda ascendente e descendente separados são propagados parapelo menos uma dentre a superfície da água e a profundidade de referênciacomum usando deslocamentos de tempo dependentes do ângulo com baseem profundidades da fonte e ângulos de emissão conhecidos.

18. Método, de acordo com a reivindicação 16, em que os cam-pos de onda ascendente e descendente separados são propagados parapelo menos uma dentre a superfície da água e a profundidade de referênciacomum usando deslocamentos de fase linear dependentes de ângulo nodomínio de freqüência.

19. Método, de acordo com a reivindicação 16, em que um doscampos de onda ascendente e descendente separados é deslocado 180graus em fase antes da propagação dos campos de onda para pelo menosuma dentre a superfície da água e a profundidade de referência comum.

20. Método, de acordo com a reivindicação 16, em que os cam-pos de onda ascendente e descendente são propagados para pelo menosuma dentre a superfície da água e a profundidade de referência comum an-tes do deslocamento de 180 graus em fase.