BRPI1001848B1

BRPI1001848B1 - método para adquirir e processar sinais sísmicos marinhos para extrair campos de onda ascendentes e descendentes de uma fonte de energia sísmica

Info

Publication number: BRPI1001848B1
Application number: BRPI1001848A
Authority: BR
Inventors: Ernest Parkes Gregory; Hegna Stian
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2009-06-02
Filing date: 2010-06-02
Publication date: 2019-09-03
Also published as: CA2704348C; EP3531170A1; US20160047930A1; EA021420B1; BRPI1001848A2; US9110180B2; EP3537185A1; EG25763A; EA201000707A1; IN2010KO00523A; EP2259091A2; EP2259091B1; MY161313A; EP2259091A3; CA2704348A1; US9684086B2; MX2010006007A; US20130088235A1

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 MÉTODO PARA ADQUIRIR E PROCESSAR SINAIS SÍSMICOS MARINHOS PARA EXTRAIR CAMPOS DE ONDA ASCENDENTES E DESCENDENTES DE UMA FONTE DE ENERGIA SÍSMICA.

Antecedentes da Invenção

Campo da Técnica [001] A presente invenção refere-se, no geral, aos campos de aquisição de dados e processamento de dados sísmicos marinhos. Mais particularmente, a invenção refere-se aos métodos para desenhar e atuar fontes sísmicas marinhas, e para processar tais dados, nos quais campos de onda ascendentes e descendentes emitidos pela fonte podem ser extraídos e construtivamente adicionados.

Antecedentes da Técnica [002] Em exploração sísmica, dados sísmicos são adquiridos pela transmissão de energia acústica para o interior da Terra, próximo de sua superfície, e pela detecção de energia acústica que é refletida dos limites entre diferentes camadas das formações rochosas subsuperficiais. Energia acústica é refletida quando houver uma diferença na impedância acústica entre camadas adjacentes a um limite. Sinais que representam a energia acústica detectada são interpretados para inferir estruturas e composição das estruturas da formação rochosa subsuperficial.

[003] Na exploração sísmica marinha, uma fonte de energia sísmica, tal como um canhão a ar ou arranjo de canhão a ar, é tipicamente usada para transmitir a energia acústica para o interior das formações abaixo do leito do corpo d'água. Tipicamente, o canhão a ar ou arranjo é atuado em uma profundidade selecionada na água, enquanto o canhão a ar ou arranjo é rebocado por uma embarcação. A mesma ou uma diferente embarcação rebocam um ou mais cabos de sensor sísmico, chamados cabos flutuantes, na água. De forma geral, o ca

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2/16 bo flutuante se estende atrás da embarcação, ao longo da direção na qual o cabo flutuante é rebocado. Tipicamente, um cabo flutuante inclui uma pluralidade de hidrofones dispostos no cabo, em posições espaçadas conhecidas ao longo do cabo. Como é conhecido na técnica, hidrofones são sensores que geram um sinal ótico ou elétrico correspondente à pressão da água ou ao gradiente de tempo (dp/dt) da pressão na água. Tipicamente, a embarcação que reboca o um ou mais cabos flutuantes inclui equipamento de gravação para fazer um registro, indexado no tempo, dos sinais gerados pelos hidrofones, em resposta à energia acústica detectada. O registro dos sinais é processado, da forma previamente explicada, para inferir estruturas e composições das formações terrestres abaixo dos locais nos quais a pesquisa sísmica é realizada.

[004] Dados sísmicos marinhos incluem um efeito que limita a precisão da inferência da estrutura e da composição das formações rochosas subsuperficiais. Este efeito, conhecido como efeito fantasma de fonte, surge devido ao fato da água ter uma densidade e velocidade de propagação das ondas de pressão substancialmente diferentes do ar acima da superfície da água. Efeito fantasma da fonte pode ser entendido como segue. Quando o 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 desloca para baixo, onde ela passa através do leito do corpo d'água e para o interior das formações rochosas subsuperficiais. A outra metade da energia acústica desloca para cima do canhão ou arranjo, e a maior parte desta energia reflete a partir da superfície da água, em seguida do que, ela desloca para baixo. A energia acústica refletida será atrasada no tempo e, também, será deslocada cerca de 180 graus em fase da energia acústica que se propaga diretamente para baixo. A energia acústica que se desloca para baixo refletida na superfície é comumente conhecida como um

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3/16 sinal fantasma. O sinal fantasma interfere no campo de onda que se propaga diretamente para baixo, ocasionando interferência construtiva em algumas partes da banda de frequência e interferência destrutiva em outras partes da banda de frequência. Isto ocasiona uma sequência de descontinuidades no espectro, igualmente espaçadas em frequência, incluindo uma descontinuidade na frequência zero (0 Hz). As frequências destas descontinuidades no sinal acústico detectado são relacionadas à profundidade na qual o canhão a ar ou arranjo de canhão ficam dispostos, como é bem conhecido na técnica. Tipicamente, o efeito da fonte fantasma é referido como a fonte fantasma.

[005] A energia sísmica emitida pela fonte é atenuada com a distância da propagação em virtude de difusão geométrica, perda de transmissão e absorção. A absorção da energia em frequência superior em uma taxa mais alta que a da energia em frequência inferior é bem conhecida na técnica. Portanto, para profunda penetração, é desejado maximizar a energia emitida pela fonte em frequências inferiores. Uma vez que a fonte fantasma tem uma descontinuidade em 0 Hz, ela está limitando a energia na extremidade de baixa frequência. Isto pode ser melhorado pelo reboque das fontes em uma maior profundidade. Entretanto, isto faz com que ocorram descontinuidades fantasmas no espectro em frequências inferiores e, portanto, limita as partes de alta frequência do espectro necessárias para tratamento de imagem em alta resolução dos alvos mais rasos. Também, durante o uso de canhão(ões) a ar como uma fonte de energia sísmica, a frequência fundamental do(s) canhão(ões) aumenta com a maior profundidade. Portanto, o aumento na energia da extremidade de baixa frequência durante o reboque dos canhões a ar mais profundos, em função da fonte fantasma, é neutralizado pelo aumento na frequência fundamental do(s) canhão(ões) a ar.

[006] Uma maneira tradicional de aumentar o nível do sinal emiti

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4/16 do pela fonte através da largura de banda durante o uso de canhão(ões) a ar é aumentar o volume total do ar liberado pelo(s) canhão(ões) a ar e/ou aumentar a pressão operacional. Entretanto, o volume máximo do ar que pode ser liberado para cada disparo e a pressão de ar máxima são limitados pelo equipamento de fonte e sistema de suprimento de ar disponíveis. Mudar isto pode ser muito dispendioso e demorado. Também, aumentar a intensidade da fonte pode ter um impacto na vida útil marinha. Portanto, maximizar o uso do sinal emitido pela fonte pode ser de grande valia, e reduz a necessidade de aumentar o nível de energia emitida pela fonte. Pela extração dos campos de onda que se propagam para cima (fantasma) e diretamente para baixo da fonte, os efeitos da fonte fantasma são eliminados e o sinal ao redor de todas as descontinuidades fantasmas é intensificado, incluindo a descontinuidade em 0 Hz. Estes campos de onda separados também podem ser deslocados no tempo em relação à superfície do mar ou a uma profundidade de referência comum, usando a(s) profundidade(s) da fonte conhecida(s), então, pela aplicação de um deslocamento de 180 graus em fase no sinal fantasma, eles podem ser somados construtivamente. Desta maneira, quase toda energia emitida pela fonte é utilizada, o que consequentemente, quase duplica o nível de energia primária para uma dada fonte de energia.

[007] Uma técnica conhecida na área para extrair a fonte fantasma é descrita em M. Egan et al., Full deghosting of OBC data with over / under source acquisition, 2007 Annual Meeting, San Antonio, Tx, Society of Exploration Geophysicists. A técnica descrita na publicação de Egan et al. inclui rebocar uma primeira fonte de energia sísmica em uma primeira profundidade na água, e rebocar uma segunda fonte de energia sísmica em uma segunda profundidade na água. As fontes são canhões a ar ou arranjos dos mesmos. A segunda fonte também é rebocada em uma distância selecionada atrás da primeira fonte. A

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5/16 primeira fonte é atuada e sinais sísmicos são gravados correspondentes às atuações da primeira fonte. Depois que a embarcação de reboque tiver se movido, de forma que a segunda fonte fique disposta substancialmente na mesma posição geodésica que a primeira fonte estava no momento da sua atuação, a segunda fonte é atuada e sinais sísmicos são novamente gravados. Um conjunto de dados sísmicos desfantasmados é obtido usando a técnica descrita mais completamente na publicação de Egan et al.

[008] Um dos principais problemas com a técnica fonte sobre / sob descrita na publicação de Egan et al. supracitada é que o número de posições de disparo é metade, se comparado com as técnicas de atuação de fonte convencionais, fazendo com que a multiplicidade seja a metade. Um outro problema com esta técnica, se os receptores sísmicos forem rebocados atrás de uma embarcação e, portanto, se moverem de disparo a disparo, é que os receptores terão se movido em uma distância considerável quando as fontes em diferentes profundidades forem atuadas. Para manter o número de posições de disparo e multiplicidade como uma aquisição sísmica marinha convencional, e para minimizar a diferença nas posições do receptor quando as fontes em diferentes profundidades forem atuadas, é desejável ter um método para extrair a fonte fantasma, que permite que fontes rebocadas em diferentes profundidades sejam atuadas durante a gravação de cada disparo gravado.

[009] Uma técnica conhecida na área para atuar múltiplas fontes durante 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 invenção. Na técnica descrita, múltiplas fontes são atuadas com atrasos de tempo variáveis selecionados em relação ao início da gravação sísmica. Os campos de onda emitidos por cada fonte individual podem ser extraídos pelo uso da coerência dos sinais de uma

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6/16 fonte em certos domínios depois da correção pelos atrasos de tempo conhecidos de atuação daquela fonte.

Sumário da Invenção [0010] Um método de acordo com um aspecto da invenção para aquisição e processamento de sinais sísmicos marinhos, para extrair campos de onda ascendente e descendente de uma fonte de energia sísmica, inclui desdobrar pelo menos duas fontes de energia sísmica marinha em diferentes profundidades em um corpo d'água e, substancialmente, em uma mesma posição longitudinal em relação a uma embarcação sísmica. 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 de cada uma das fontes são simultaneamente gravados. Energia sísmica correspondente a cada uma das fontes é extraída dos sinais sísmicos gravados. Campos de onda ascendentes e descendentes são extraídos para cada uma das fontes usando a energia sísmica dali extraída.

[0011] Um método para pesquisa sísmica marinha de acordo com um outro aspecto da invenção usa campos de onda ascendente e descendente separados de uma fonte de energia sísmica. Os campos de onda ascendente e descendente separados são propagados para pelo menos uma dentre a superfície da água e a profundidade de referência comum. Um dos campos de onda ascendente ou descendente é deslocado 180 graus em fase. Finalmente, estes campos de onda ascendente e descendente modificados são somados.

[0012] Um método de acordo com um outro aspecto da invenção para pesquisa sísmica marinha usando pelo menos duas fontes de energia sísmica operadas em diferentes profundidades e, substancialmente, em uma mesma posição geodésica da fonte, inclui separar energia de cada uma das fontes a partir dos sinais gravados. Campos de onda ascendente e descendente correspondentes a cada fonte são

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7/16 extraídos da energia separada. Os campos de onda ascendente e descendente extraídos de cada fonte são propagados para pelo menos uma dentre a superfície da água e a profundidade de referência comum. Um dos campos de onda propagados é deslocado 180 graus em fase. Os campos de onda propagados com fase deslocada são somados.

[0013] Outros aspectos e vantagens da invenção ficarão aparentes a partir da seguinte descrição e das reivindicações anexas.

Breve Descrição dos Desenhos [0014] A figura 1 mostra a aquisição de dados sísmicos em seção transversal, para mostrar um arranjo exemplar das fontes de energia sísmica.

[0015] A figura 2 mostra uma vista plana da aquisição de dados sísmicos, para mostrar um arranjo exemplar dos cabos flutuantes receptores sísmicos.

[0016] A figura 3 mostra um fluxograma dos processos exemplares de acordo com a invenção.

[0017] A figura 4 mostra um exemplo da saída espectral de uma única fonte sísmica com aquela das fontes sísmicas combinadas operadas de acordo com a invenção.

Descrição Detalhada [0018] A figura 1 mostra, em vista seccional transversal, um arranjo exemplar para adquirir dados sísmicos de acordo com a invenção. Uma embarcação de pesquisa sísmica 10 se move ao longo da superfície 11A de um corpo de água 11, tal como um lago ou o oceano. Tipicamente, a embarcação 10 inclui equipamento mostrado, de forma geral, em 12 e referido, por conveniência, como um sistema de gravação. O sistema de gravação 12 pode incluir dispositivos (nenhum mostrado separadamente) para atuar seletivamente fontes de energia sísmica 14, 16 (explicado a seguir), para atuar e gravar os sinais gera

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8/16 dos pelos sensores ou receptores 20 (explicado a seguir), 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 leito do corpo d'água 13, e para determinar a posição geodésica da embarcação 10, as fontes de energia sísmica 14, 16 e cada um de uma pluralidade de sensores ou receptores sísmicos 20 em qualquer momento.

[0019] A embarcação 10 é mostrada rebocando duas fontes de energia sísmicas 14, 16. As fontes de energia sísmicas 14, 16 podem ser qualquer tipo de fonte de energia marinha, incluindo, mas sem limitações, canhões a ar e canhões a água, ou arranjos de tais fontes de energia. No exemplo mostrado na figura 1, as fontes 14, 16 são rebocadas, substancialmente, na mesma distância atrás da embarcação 10 e em diferentes profundidades na água 11. Em outros exemplos, as fontes 14, 16 podem ser rebocadas por uma diferente embarcação (não mostrada), ou podem ficar em uma posição fixa (contanto que as profundidades sejam diferentes, da forma mostrada na figura 1). Portanto, ter a embarcação de pesquisa 10 que reboca as fontes 14, 16 não é um limite ao escopo da presente invenção.

[0020] A embarcação 10 também é mostrada rebocando um cabo flutuante sísmico 18. Entretanto, de forma geral, esta invenção referese à fonte de energia e, portanto, pode ser usada juntamente com qualquer tipo de cabo flutuante sísmico rebocado em qualquer configuração, cabo de base no oceano, sensores desdobrados em furos de sondagem, etc., e com qualquer tipo de sensor receptor, incluindo, mas sem limitações, sensores de pressão, sensores de gradiente de tempo da pressão, sensores de velocidade, acelerômetros, etc., ou qualquer combinação dos mesmos.

[0021] Durante a operação do arranjo na figura 1, em momentos selecionados depois de um primeiro atraso de tempo em relação ao início da gravação sísmica, o sistema de aquisição 12 atua em uma

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9/16 primeira das fontes de energia sísmicas, por exemplo, a fonte 14. A energia da primeira fonte 14 desloca para fora dela, da forma mostrada em 24. Parte da energia desloca para baixo, onde ela é refletida em limites de impedância acústica, por exemplo, o leito do corpo d'água 13 e nos limites 15, 17 entre diferentes formações rochosas 19, 21. Somente os reflexos no leito do corpo d'água são mostrados na figura 1, para objetividade de ilustração. Partes ascendentes da energia da primeira fonte 14 são refletidas a partir da superfície da água 11A, da forma mostrada na figura 1. O sistema de gravação 12 é configurado para atuar a segunda fonte de energia sísmica, por exemplo, fonte 16, no fim de um segundo atraso de tempo selecionado em relação ao início da gravação de dados sísmicos ou, alternativamente, depois de um tempo selecionado antes ou depois da atuação da primeira fonte 14. Energia que se desloca para fora da segunda fonte 16 se move ao longo de caminhos similares como a energia da primeira fonte 14, da forma mostrada em 22 na figura 1. Na presente invenção, cada atuação tanto da primeira quanto da segunda fontes de energia sísmicas, com os atrasos de tempo descritos a cima, pode ser referida como uma sequência de disparo. Os atrasos de tempo variam de sequência de disparo para sequência de disparo de uma maneira aleatória, semialeatória ou sistemática conhecida. Tipicamente, os atrasos de tempo são menores que um segundo, mas também podem ser maiores. Também é importante que os atrasos de tempo para o disparo das fontes sejam diferentes em cada sequência de disparo. A diferença no atraso de tempo entre o disparo da primeira fonte e da segunda fonte também deve variar de uma maneira conhecida, que pode ser aleatória, semialeatória ou sistemática.

[0022] A figura 2 mostra o arranjo da figura 1 em vista plana, para ilustrar o reboque de uma pluralidade de cabos flutuantes lateralmente espaçados 18. Os cabos flutuantes 18 podem ser mantidos em suas

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10/16 posições lateral e longitudinal relativas em relação à embarcação 10 que usa equipamento de reboque 23 de tipos bem conhecidos na técnica. O que também é mostrado na figura 2 é que a primeira fonte 14 e a segunda fonte 16 podem ser lateralmente deslocadas (e/ou longitudinalmente deslocadas em outros exemplos), para evitar, no caso de as fontes 14, 16 serem canhões a ar ou arranjos dos mesmos, que tenha ar disperso na água 11 a partir da primeira fonte 14 afete a energia sísmica que se desloca para cima a partir da segunda fonte 16. O deslocamento lateral e/ou longitudinal é contemplado como sendo somente uns poucos metros, de forma que as fontes 14, 16 forneçam energia equivalente àquela que ocorreria se as fontes 14, 16 estivessem no mesmo plano vertical e na mesma distância longitudinal atrás da embarcação, ou expressado diferentemente, essencialmente na mesma posição geodésica. Evitando ter ar disperso acima da segunda fonte 16 quando atuada, os efeitos da superfície da água (11A na figura 1) serão ajustados para a profundidade da água, substancialmente os mesmos efeitos desta na primeira fonte (14 na figura 1).

[0023] A atuação da fonte e a gravação de sinal explicada acima são repetidas para uma pluralidade de sequências de disparo, enquanto a embarcação 10, fontes 14, 16 e cabos flutuantes 18 se movem através da água 11. As gravações de sinal feitas para cada sequência de disparo pelo sistema de gravação 12 podem ser referidas como um registro de disparo, e cada tal registro de disparo incluirá, para cada receptor 20, sinais correspondentes à energia sísmica produzida tanto pela primeira fonte 14 quanto pela segunda fonte 16.

[0024] Um método exemplar de acordo com a invenção será agora explicado em relação ao fluxograma da figura 3. Em 100, a primeira fonte (14 na figura 1) é atuada. Tal atuação pode ser realizada usando um atraso de tempo em relação ao início da gravação de sinal sísmico. [0025] Em 102, a segunda fonte (16 na figura 1) pode ser atuada

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11/16 em uma pluralidade de sequências de disparo, com um atraso de tempo diferente. O atraso de tempo entre a atuação da primeira fonte e a segunda fonte precisa variar de sequência de disparo para sequência de disparo, e pode ser negativo, de maneira tal que a atuação da segunda fonte possa preceder a atuação da primeira fonte. O supracitado disparo das primeira e segunda fontes usando atrasos de tempo variáveis em relação ao tempo de gravação pode ser repetido para uma pluralidade de sequências de disparo. Para cada tal sequência de disparo, os receptores em cada cabo flutuante medem um sinal, da forma mostrada em 104, e, também, da forma explicada acima. O sistema de gravação (12 na figura 1) pode fazer gravações dos sinais produzidos pelos receptores em cada sequência de disparo, novamente, da forma explicada acima.

[0026] Em 106, os sinais medidos podem ser classificados em concentrações de posição de receptor comum ou em alguma outra concentração que consiste em traços de diferentes registros de disparo. Uma concentração de posição de receptor comum é um conjunto de traços selecionados dos registros de disparo no qual, para cada traço, o receptor fica localizado, substancialmente, na mesma posição geodésica, no momento da gravação dos respectivos traços. Novamente, em relação à figura 1 uma primeira sequência de disparo pode gerar um sinal (traço) para o receptor 20 mais próximo da embarcação 10, por exemplo. Quando a embarcação 10 tiver se movido, de forma que o próximo receptor 20 ao longo do cabo flutuante 19 fique localizado, substancialmente, na mesma posição geodésica em que estava o receptor mais próximo no momento da primeira sequência de disparo, as fontes 14, 16 podem ser atuadas, da forma explicada acima, em uma segunda sequência de disparo. Os traços gravados do segundo receptor 20, na segunda sequência de disparo, representarão um registro de posição do receptor comum em relação aos traços gra

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12/16 vados do primeiro receptor, na primeira sequência de disparo. Em virtude de as posições geodésicas dos receptores 20 poderem ser determinadas pelo equipamento (não mostrado separadamente) no sistema de gravação 12 em cada sequência de disparo, classificar os traços processados em concentrações de posição de receptor comum pode incluir selecionar traços, nos quais as posições geodésicas do receptor a partir do qual os traços são gerados são substancialmente as mesmas.

[0027] Uma vez mais, em relação à figura 3, em 108, os sinais recebidos podem ser alinhados no tempo em relação ao tempo de atuação da primeira fonte. Em alguns exemplos, o tempo de atuação da primeira fonte e o início do tempo de gravação podem ser idênticos, e tal alinhamento de tempo pode não ser usado em tais exemplos. O alinhamento de tempo pode ser realizado, por exemplo, pelo deslocamento de tempo de cada traço em cada concentração de posição de receptor comum pelo atraso de tempo da primeira fonte em cada sequência de disparo em relação ao início do tempo de gravação do sinal. Então, a energia da primeira fonte que foi alinhada no tempo ficará coerente na concentração do receptor, enquanto que a energia para a segunda fonte ficará incoerente. Em 110, um filtro de coerência ou outra técnica pode ser aplicada nas concentrações de traço de posição de receptor comum depois do alinhamento de tempo em relação ao disparo da primeira fonte, se for exigido extrair a parte dos sinais gravados resultante da primeira fonte (14 na figura 1). Técnicas para extrair sinais das fontes individuais atuadas nos mesmos registros sísmicos com atrasos de tempo variáveis são descritas, por exemplo, em P. Akerberg, et al., Simultaneous source separation by sparse radon transform, 2008 Annual Meeting, Las Vegas, NV, Society of Exploration Geophysicists. Uma outra técnica é descrita em S. Spitz, Simultaneous source separation: a prediction-subtraction approach, 2008 An

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13/16 nual Meeting, Las Vegas, NV, Society of Exploration Geophysicists. [0028] Em 112, então, as concentrações de posição de receptor comum podem ser alinhadas no tempo em relação ao tempo de atuação da segunda fonte (16 na figura 1) em cada sequência de disparo. O alinhamento de tempo pode ser realizado, por exemplo, pelo deslocamento de tempo de cada traço em cada concentração de posição de receptor comum pelo atraso de tempo em cada sequência de disparo. Em 114, filtragem de coerência ou, por exemplo, a técnica descrita na publicação de Akerberg et al., substancialmente, da forma explicada acima em relação a 110 na figura 3, pode ser realizada nos traços do registro de disparo comuns alinhados no tempo da segunda fonte.

[0029] Em 116, os sinais componentes ascendente e descendente resultantes da primeira fonte e da segunda fonte podem ser usados em uma assim denominada técnica de processamento sobre / sob, para extrair o efeito da fonte fantasma. Um exemplo de uma técnica como esta é descrito em M. Egan et al., Full deghosting of OBC data with over / under source acquisition, 2007 Annual Meeting, San Antonio, TX, Society of Exploration Geophysicists, referenciado na seção de Antecedentes desta. A técnica descrita na referência de Egan et al. é baseada em uma técnica de cabo flutuante dual descrita em B. Posthumus, Deghosting using a twin streamer configuration, 52^nd annual meeting, Copenhagen, Dinamarca, European Association of Geoscientists and Engineers, 1990. Para resumir o método descrito na publicação de Posthumus, da forma aplicada na presente invenção, sinais sísmicos originados da primeira fonte são corrigidos em relação à fase e à amplitude em relação aos sinais sísmicos originados da segunda fonte, e os sinais corrigidos são adicionados como uma soma ponderada para gerar sinais desfantasmados. Técnicas para separar campos de onda ascendentes e descendentes com uma configuração sobre / sob são descritas em D. Monk, Wavefield separation of twin strePetição 870190043264, de 08/05/2019, pág. 19/28

14/16 amer data, First Break Vol. 8, No. 3, março de 1990.

[0030] Trabalho anterior no método sobre / sob focalizou na aplicação de receptores sísmicos operados em diferentes profundidades em um corpo de água (veja as referências supracitadas). Tipicamente, os receptores sísmicos têm respostas idênticas (amplitude e fase) em todas as profundidades aplicáveis. Portanto, não há necessidade de aplicar correções de resposta antes de combinar os dados ajustados a partir das duas (ou mais) profundidades. O mesmo não é verdade quando a metodologia for aplicada nas fontes de energia sísmica, em virtude de o campo de onda das fontes de energia sísmica marinha ser substancialmente sensível à pressão hidrostática, que, por sua vez, é em função da profundidade da fonte. Portanto, na metodologia sobre / sob aplicada nas fontes de energia sísmica, há uma correção adicional para as respostas de fonte que precisam ser aplicadas. Note que tal correção será desnecessária se as respostas da fonte individual forem especificamente desenhadas para ficar quase idênticas em uma profundidade de referência selecionada, com as próprias fontes operando em diferentes profundidades. Há uma variedade de técnicas conhecidas para desenhar, medir ou calcular os campos de onda das fontes sísmicas, que têm diferentes níveis de precisão. O campo de onda ou as posições selecionadas no campo de onda podem ser diretamente medidos (por exemplo, medição de campo distante), ou o campo de onda pode ser calculado com base nos modelos físicos da fonte. Também há vários métodos de monitoramento da fonte, que determinam o campo de onda do arranjo de fonte de disparo para disparo, usando vários sensores dispostos no arranjo da fonte sísmica. Estes incluem o assim denominado National source method, de Anton Ziolkowski et al. (1982) e, por exemplo, Method of Seismic Source Monitoring Using Modeled Source Signatures with Calibration Function, patente US 7.218.572, emitida para Parkes e comumente pertencente à presente

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15/16 invenção.

[0031] Um resultado da separação de campo de onda sobre / sob é, em 116, a energia que se propaga diretamente para baixo e a energia fantasma ascendente de ambas as fontes separadas em campos de onda separados.

[0032] Estes campos de onda ascendente e descendente separados são, em 118, propagados para a superfície do mar ou para qualquer profundidade de referência comum selecionada, com base em profundidades de reboque conhecidas das fontes. A propagação pode ser realizada usando deslocamento de tempo dependente do ângulo, com base em profundidades e ângulo da fonte conhecidos das frentes de onda que chegam recebidas, ou por deslocamento de fase linear, se a propagação for realizada no domínio de frequência. Uma vez que a superfície do mar (superfície da água) representa um coeficiente de reflexo negativo, então, o campo de onda ascendente (fantasma) é deslocado 180 graus em fase em 120. Finalmente, os campos de onda ascendente e descendente podem ser somados em 122. Desta maneira, a maior parte da energia emitida pelas duas fontes pode ser usada construtivamente.

[0033] A figura 4 mostra um gráfico da saída de energia em relação à frequência de um arranjo de fonte tipo canhão a ar, na curva 80, contrastado com um gráfico em 82 da saída de energia de uma fonte similar, com a mesma saída de volume e energia total quando metade do arranjo for operada em uma profundidade e a outra metade do arranjo em uma profundidade diferente, e o sinal processado da forma explicada acima.

[0034] Métodos de acordo com a invenção podem prover imagens sísmicas de maior qualidade em virtude da melhoria substancial do sinal sísmico através da banda de frequência, para fazer soma construtiva dos campos de onda ascendente e descendente da(s) fonte(s).

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16/16 [0035] Embora a invenção tenha sido descrita em relação a um número limitado de modalidades, versados na técnica com o benefício desta divulgação percebem que podem ser concebidas outras modalidades que não fogem do escopo da invenção aqui divulgada. Desta maneira, o escopo da invenção deve ser limitado somente pelas reivindicações anexas.

Claims

1. Método para adquirir e processar sinais sísmicos marinhos para extrair campos de onda ascendentes e descendentes de uma fonte de energia sísmica caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de:

posicionar pelo menos duas fontes de energia sísmica marinha (14, 16) em diferentes profundidades em um corpo de água (11) e substancialmente em uma posição longitudinal a partir de uma embarcação sísmica (10);

ativar cada uma das fontes de energia sísmica (14, 16) em uma pluralidade de sequências de disparo, cada sequência com um atraso de tempo diferente conhecido entre o disparo de cada fonte (14, 16) e um início de gravação de sinal sísmico;

gravar sinais sísmicos correspondendo a cada sequência de disparo;

extrair energia sísmica correspondente a cada uma das fontes dos sinais sísmicos gravados (14, 16);

separar um campo de onda ascendente e descendente usando a energia sísmica extraídas deles; e propagar os campos de onda ascendente e descendente separados a partir de cada fonte (14, 16) para pelo menos uma dentre a superfície da água (11A) e uma profundidade de referência comum, deslocando de 180 graus em fase um dentre os campos de onda ascendente e descendente, e somando os campos de onda ascendente e descendente deslocados em fase propagados.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os atrasos de tempo variam em pelo menos uma de uma maneira aleatória, semialeatória e sistemática entre as sequências de disparo.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado

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2/2 pelo fato de que a etapa de extrair energia sísmica de cada fonte (14, 16) compreende alinhar no tempo os sinais gravados em relação a um tempo de disparo de cada fonte (14, 16) e filtrar com coerência os sinais alinhados no tempo em relação aos correspondentes disparos da fonte alinhados no tempo.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda corrigir as diferenças nas assinaturas das fontes rebocadas em diferentes profundidades.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda projetar fontes rebocadas em diferentes profundidades de modo que elas tenham assinaturas quase idênticas.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os sinais são medidos usando pelo menos um dentre sensores de pressão, sensores responsivos ao gradiente de tempo de pressão, sensores responsivos ao gradiente de profundidade da pressão, sensores responsivos ao movimento de partícula e combinações dos mesmos.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os campos de onda ascendente e descendente extraídos são propagados para pelo menos uma dentre a superfície da água (11A) e a profundidade de referência comum usando deslocamentos de tempo dependentes do ângulo com base em profundidades de fonte (14, 16) e ângulos de emissão conhecidos.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os campos de onda ascendente e descendente extraídos são propagados para pelo menos uma dentre a superfície da água (11A) e a profundidade de referência comum usando deslocamentos de fase linear dependentes do ângulo no domínio de frequência.