MÉTODOS PARA ESTIMAR PARÁMETROS DE ABSORCIÓN Q(T
Cam po de la Invención Una o más de las modalidades de la presente inversión se refieren de manera general al procesamiento de datos sísmicos, y más particularmente al estimado del parámetro de absorción Q. Antecedentes de la Invención El parámetro de absorción Q, el cual también puede ser referido como un factor de atenuación anelástico o de calidad sísmica, tiene impacto considerable en datos de reflexión sísmica. Por ejemplo, la atenuación preferencial de frecuencias altas generalmente incrementa la longitud de onda y periodo de la señal dominante, la cual por consiguiente degrada la resolución . El análisis cuantitativo de amplitudes es normalmente complicado por el parámetro de absorción Q durante la variación de amplitud con un análisis de compensación (AVO), en donde los efectos de atenuación se sobre ponen en las signaturas AVO . Sí se conocen valores precisos del parámetro de absorción Q se pueden corregir estas dificultades. Además, el parámetro de absorción Q es un parámetro útil por si mismo, debido a que es sensible a parámetros tales como litolog ía, porosidad y características de fluido de poros. Por consiguiente, el conocimiento de Q es muy recomendable; sin embargo, normalmente no se mide. M uchas medidas a base de laboratorio de Q y su dependencia de
parámetros, tales como litología y saturación de gas han sido realizadas en muestras de núcleos. Desafortunadamente, estas medidas se elaboran utilizando señales sísmicas de rango de kilohertz en un rango limitado de presión y temperatura ambiente. Como resultado estas medidas a base de laboratorio, cuando se comparan con condiciones in-situ, pueden ser cuestionables o ambiguas. Por consiguiente, existe la necesidad en la técnica de un método mejorado para generar un valor estimado de parámetros de absorción Q. Breve Descripción de la Invención Una o más modalidades de la presente invención, se dirigen a un método para generar un valor estimado del parámetro de absorción Q(t). En una modalidad, el método incluye en recibir un trazo sísmico de entrada, crear una recopilación de t por Q utilizando el trazo sísmico de entrada donde t representa el tiempo de recorrido. La recopilación t por Q tiene un tiempo de recorrido en la forma del eje vertical de una proporción del tiempo de recorrido y el parámetro de absorción en la forma del eje horizontal. El método incluye además identificar dos o más características deseadas en la recopilación t por Q por dos o más ¡dentificadores, conectando los identificadores para determinar un R(t), y dividiendo el tiempo recorrido entre el R(t) para generar el valor estimado del parámetro de absorción Q(t). En otra modalidad, el método incluye recibir el trazo sísmico
de entrada, filtrar el trazo sísmico de entrada utilizando un filtro de corrección de amplitud expresado com?
y un filtro de corrección de fase expresado como ^(? =ssn2/!n(-^) ? para generar una pluralidad de trazo sísmico de entrada filtrados en el dominio de tiempo, donde f representa la frecuencia del trazo sísmico de entrada, fmax representa la frecuencia máxima del trazo sísmico de entrada, y R representa una proporción entre el tiempo de recorrido y un parámetro de absorción . El método incluye además identificar dos o más características deseadas en los trazos sísmicos de entrada filtrados en el dominio de tiempo a través de dos o más ¡dentificadores, conectando los identifícadores para determinar un R(t), y dividir el tiempo de recorrido entre R(t) para generar el valor estimado del parámetro de absorción Q(t). Aún en otra modalidad el método, incluye recibir un trazo sísmico de entrada, y aplicar una transformación Fourier variante con el tiempo al trazo sísmico de entrada para generar un espectro de amplitud que varia con el tiempo del trazo sísmico de entrada, dividiendo el logaritmo natural del espectro de amplitud que varia con el tiempo entre -pf, y llevar a cabo una aproximación de series de potencia al resultado con un índice que inicia desde uno para generar un valor estimado R(t). R(t) es una proporción entre el tiempo de recorrido t y el parámetro de absorción Q(t). El método incluye además dividir t entre R(t), para generar el valor estimado del parámetro de absorción Q(t).
Breve Descripción de los Dibujos Como una forma en la cual las características de la presente ¡nvención antes mencionadas puedan ser comprendidas con detalle, se puede hacer una descripción de la presente invención más particular, sintetizada anteriormente mediante la referencia de las modalidades, en donde alguna de las cuales se ¡lustran en los dibujos que se encuentran adjuntos. Sin embargo, se debe observar que los dibujos adjuntos ilustran únicamente modalidades típicas de la presente ¡nvención , y por consiguiente no se consideraran como limitantes de su alcance, ya que la presente invención puede admitir otras modalidades igualmente efectivas. La figura 1 , ilustra una vista esquemática de un prospecto sísmico marino para el cual se pueden utilizar carias modalidades de la presente invención. La figura 2, ilustra un método para corregir un trazo sísmico de entrada procedente de los efectos de disipación de acuerdo con una modalidad de la presente ¡nvención . La figura 3, ¡lustra un método para corregir un trazo sísmico de entrada procedente de efectos de disipación , de acuerdo con otra modalidad de la presente invención. La figura 4A, ilustra la recolección t por Q de acuerdo con una modalidad de la presente invención . La figura 4B, ilustra la recolección de t por Q de acuerdo con una modalidad de la presente invención .
La figura 5 ¡lustra un diagrama de flujo de un método para generar un valor estimado de Q(t) de acuerdo con una modalidad de la presente ¡nvención. La figura 6, ilustra un diagrama de flujo de un método para generar un valor estimado de Q(t) de acuerdo con otra modalidad de la presente invención . La figura 7, ¡lustra una red de computadora, en la cual se pueden implementar las modalidades de la presente invención. Descripción Detallada de la Invención Se pueden utilizar una o más modalidades de la presente invención en relación con varios prospectos sísmicos, tales como prospectos sísmicos marinos, prospectos sísmicos de tierra, o prospectos sísmicos de cama oceánica, prospectos sísmicos de perforaciones petroleras y similares. La fig ura 1 il ustra una vista esquemática del prospecto sísmico marino 100, para el cual se pueden utilizar varias modalidades de la presente invención. Las formaciones subterráneas que serán exploradas, tales como 102 y 1 04 descansan debajo de un cuerpo de agua 106. Las fuentes de energía sísmica 108 y los receptores sísmicos 1 1 0 están colocados en el cuerpo de agua 106, normalmente mediante uno ó más contenedores sísmicos no mostrados (no mostrados). Una fuente sísmica 108, tal como una pistola de aire, crea ondas sísmicas en el cuerpo de agua 106 y una parte de las ondas sísmicas viaja hacia abajo a través del agua hacia las formaciones subterráneas 102 y 1 04 que se encuentran debajo
del cuerpo de agua 106. Cuando las ondas sísmicas alcanzan un reflector sísmico, una parte de las ondas sísmicas se refleja hacia arriba y una parte de las ondas sísmicas continúa hacía abajo. El reflector sísmico puede ser el fondo del agua 112 o una de las interfases entre la formación subterránea, tal como la interfase 114 entre las formaciones 102 y 104. Cuando las ondas reflejadas están viajando hacia arriba alcanzan la interfase de agua/aire en la superficie de agua 116, una gran parte de las ondas se refleja nuevamente hacia abajo. Continuando con éste modo, las ondas sísmicas pueden reflejarse múltiples veces entre reflectores ascendentes, tal como el fondo del agua 112 o la interfase de formación 114 y el reflector descendente en la superficie del agua 116 anterior. Cada vez que las ondas reflejadas se propagan pasando la posición de un reflector sísmico 110, el receptor 110 detecta las ondas reflejadas y genera señales sísmicas representativas. Estas señales sísmicas posteriormente pueden ser utilizadas para producir valiosa información con respecto a características geofísicas de las formaciones subterráneas exploradas. La figura 2 ilustra un método 200 para corregir el trazo sísmico de entrada procedente de los efectos de disipación de acuerdo con una modalidad de la presente invención. Los pasos del 210 al 249 se dirigen a crear una recolección a por Q, la cual se define por un eje R y un eje t, en donde R=t/Q, y en donde t representa el tiempo de recorrido. Q representa el parámetro de
absorción y con frecuencia puede ser referido como el factor de calidad sísmica. Q también puede ser una función de un tiempo de recorrido t y por lo tanto puede referirse como Q(t). En el paso 21 0, se recibe un trazo sísmico de entrada y un parámetro de absorción Q(t). El parámetro de absorción Q(t) puede recuperarse de una tabla almacenada de una base de datos. En una modalidad , el parámetro de absorción Q(t) puede ser un rango de valores Q(t) del parámetro de absorción, el cual incluye valores Q(t) mínimos y máximos. Aún en otra modalidad, Q(t) del parámetro de absorción puede determinarse utilizando el método 500 o método 600, tal como se describirá más adelante con referencia a las figuras 5 y 6. En el paso, 220, se calcula un intervalo de muestreo a lo largo del eje R, ?R de acuerdo con: M = 2p (Ecuación 1 ) en donde /max representa un estimado de la frecuencia máxima en el trazo sísmico de entrada. Por ejemplo, el intervalo de muestreo a lo largo del eje R es de aproximadamente 0.043 segundos para una frecuencia máxima de aproximadamente 1 00 Hz. En una modalidad , se selecciona el intervalo de muestreo más largo para el cual la recolección t por Q no está asociada. La ecuación 1 puede derivarse analizando un filtro de corrección de fase. ^( ) = sgn2 ln R (Ecuación 2) en donde R=t/Q, f representa la frecuencia del trazo sísmico
de entrada en el dominio de frecuencia, fc representa la frecuencia de corte del trazo sísmico de entrada, sgn =-1 en donde los filtros se utilizan para modular la absorción sgn =1 cuando los filtros se utilizan para compensación (por ejemplo, filtración-Q inversa). La frecuencia máxima fmax del trazo sísmico de entrada puede introducirse en la ecuación 2, para distinguir el efecto de la frecuencia de corte fc, como un desplazamiento de tiempo variante con el tiempo simple, la cual puede expresarse como: fAf = sga2fH^^R = sga2fln -)R + sga2fH -W (Ecuación 3)
El valor R en la primera parte de la ecuación 3 la cual la fase alcanza el valor 2tt, se determina la primera vez. Se observó que este valor R es la longitud de onda a lo largo del eje R de la función valuada por el complejo periódico eJ?>?U) y puede expresarse como: p Mf)-- toC^SL) (Ecuación 4) La frecuencia correspondiente a lo largo del eje R fR(f) puede expresarse como i / ?(/)=-/in(-^-) (Ecuación 5) La ecuación 5 se resuelve posteriormente para el valor máximo a lo largo del eje R como una función de las frecuencias temporales entre cero y fmax. El valor máximo de las frecuencias R se puede utilizar para definir el intervalo de muestreo ?R, el cual puede representarse como: (Ecuación 6)
La frecuencia temporal en la cual la ecuación 5 su valor máximo, puede estimarse como: /
(Ecuación 7)
Por consiguiente, la substitución de la ecuación 7 en la ecuació n 6 co nd uce a ifm En el aso 230 se determina una pluralidad de valores R utilizando t, Q(t) y el intervalo de muestreo ?R. En una modalidad, los valores R n + 1 se determinan , en donde
Rmm = r n(-^), Rms]í = ™x(^-), and?, = Rmp + (i-l) .
En el paso 240, el trazo sísmico de entrada se filtra utilizando un filtro de corrección de amplitud A?(/) = exp(sgn^R), e| filtro de corrección de fase y jos valores R
generados en los pasos 230, en donde f representa la frecuencia del trazo sísmico de entrada, fmax representa la frecuencia máxima del trazo sísmico de entrada, sgn =-1 cuando se utilizan los filtros para modelar la absorción sgn =1 cuando se utilizan los filtros para compensación (por ejemplo, filtración Q inversa). En una modalidad, el trazo sísmico de entrada puede filtrarse utilizando los filtros de corrección de amplitud y fase mencionados anteriormente transformando primero el trazo sísmico de entrada para el dominio de frecuencia (paso 242). En una modalidad , el trazo sísmico de entrada se transforma utilizando una transformación Fourier rápida. Posteriormente en
el paso 244 , los filtros de corrección de amplitud y fase se computerizan utilizando el primer valor R. En el paso 246, se multiplica el resultado del paso 244 con el trazo sísmico de entrada en el dominio de frecuencia. En una modalidad, el resultado se multiplica con los números complejos de los trazos sísmicos de entrada en el dominio de frecuencia. El resultado del paso 244 puede ser cubierto por un valor máximo. En el paso 248, se hace una determinación de si otro valor R procedente de los valores R n + 1 generados en el paso 230 , necesita ser procesado. Si la respuesta es afirmativa, el procesamiento regresa al paso 244. En esta forma, el procesamiento continua hasta que todos los valores R n + 1 han sido procesados a través de los pasos 244 a 248, generando de esta forma un trazo sísmico de entrada filtrado por n + 1 en el dominio de frecuencia. En esta forma, el trazo sísmico de entrada puede filtrarse en el dominio de frecuencia. En el paso 249, los trazos sísmicos de entrada filtrados por n + 1 se transforman en el dominio de tiempo, generando de esta forma trazos sísmicos de entrada filtrados con n + 1 en el dominio de tiempo, el cual es cubierta por la recolección t por Q. En una modalidad, la transformación para el dominio de tiempo se lleva a cabo utilizando una transformación Fourier rápida inversa. En el paso 250, se aplica un algoritmo de interpolación a la recolección t por Q a lo largo de la curva R(t) para derivar el trazo sísmico de entrada corregido, en donde R(t)=t/Q(t). El
algoritmo de interpolación utilizado en el paso 250 puede ser una interpolación lineal o cualquier otro algoritmo de interpolación generalmente conocido por los expertos en la técnica. La aplicación del algoritmo de interpolación también puede ser conocida como "a través de deslizamiento" de la recolección t por Q a lo largo de la curva R(t). Los pasos del 210 al 250 pueden repetirse para otros trazos sísmicos de entrada. En esta forma, los trazos sísmicos de entrada corregido puede derivarse tomando por cada vez una muestra del trazo sísmico de entrada filtrado, la muestra de tiempo correspondiente de los trazos sísmicos de entrada filtrados más cercanos a la curva R(t). La figura 4A ilustra un recolector t por Q 400 de acuerdo con una modalidad de la presente invención . La recolección t por Q 400 está comprendida en un eje horizontal de R y eje vertical del tiempo de recorrido t. La recolección de t por Q se elabora de los trazos sísmicos de entrada filtrados n + 1 41 0. El primer trazo sísmico de entrada filtrado 41 0 se genera utilizando el Rm¡n y el ultimo trazo sísmico de de entrada filtrado 410 se genera utilizando Rmax- La recolección t por Q también incluye una curva R(t) 420 que interfecta los trazos sísmicos de entrada filtrados n + 1 41 0. La recolección t por Q puede ser dividida a lo largo de la curva R(t) 420 para generar el trazo sísmico de entrada corregido. En una modalidad en la cual la frecuencia de corte no es la misma q ue la frecuencia máxima fma?, recolección t por Q puede
ser "dividida a través de" una curva R't(t) la cual puede expresarse como .?'(*) = /.(*)+ sgn t(/.( ), en donde sgn T (R(t)) se deriva
,-JQ r(?)=sgn- 1in(-^ f-)¿?, )a cua| es e| eqU¡va|ente para la porción de desplazamiento de tiempo de la ecuación 3. Un ejemplo de una curva R'(t) 460 con respecto a una curva R(t) 420, se ilustra en la figura 4B. Tal como se ¡lustró, la curva R'(t) 460 difiere de la curva R(y) 420 por un desplazamiento de tiempo de T (R(t)). La figura 3 ilustra un método 300 para corregir un trazo sísmico de entrada de los efectos de disipación de acuerdo con otra modalidad de la presente ¡nvención. Los pasos del 310 al 330 llevan a cabo los mismos pasos que los pasos del 210 al 230. Por consiguiente, se pueden encontrar detalles de los pasos del 310 al 330 con referencia a los pasos del 210 al 230. En el paso 340 el trazo sísmico de entrada se filtra utilizando un filtro de corrección de amplitud AR(f) = e?p(sgO.rfR), un filtro de corrección de fase, y los valores R generados en el paso
330. En una modalidad, el trazo sísmico de entrada puede filtrarse aplicando primero una transformación Fourier inversa para los filtros de corrección de amplitud y fase para todos los valores R (paso 342). En esta forma, los filtros de corrección de amplitud de fase se transforman al dominio de tiempo. En el paso 433, el paso del resultado 342 se circunvuelve con el trazo sísmico de entrada para generar los trazos sísmicos de entrada filtrados n + 1 en el dominio de tiempo, los cuales elaboran la recolección de t por Q. El trazo sísmico de entrada también puede
ser filtrado con otros tipos de filtros de circonvolución comúnmente conocidos para los expertos en la técnica. En el paso 350, se aplica un algoritmo de interpolación para la recolección de t por Q a lo largo de la curva R(t) para derivar un trazo sísmico de entrada corregido. El paso 350 lleva a cabo el mismo paso que el paso 250. Por consig uiente, se pueden encontrar detalles del paso 350 con referencia al paso 250. La figura 5 ilustra un diagrama de flujo de un método 500 para generar un valor estimado de Q(t), de acuerdo con una modalidad de la presente ¡nvención . Los pasos del 510 al 540 se dirigen a crear una recolección t por Q. En el paso 510, se recibe un trazo sísmico de entrada . En el paso 520, se calcula un intervalo de muestreo a lo largo del eje R, ?R, de acuerdo con
2 mM . En el paso 530, se determinan una pluralidad de valores R utilizando t, el Intervalo de m uestreo ?R y un rango de valores Q(t), por ejemplo, valores mínimos y máximos Q(t) para una región subterránea deseada. Los pasos del 51 0 al 530 son los mismos q ue los pasos del 210 al 230, excepto que el rango típico de valores Q(t) para la región subterránea deseada se utiliza para calcular los valores R, en forma opuesta a un valor Q(t) simple. Por consiguiente, los detalles de los pasos del 51 0 al 530 , se pueden encontrar con referencia a los pasos 21 0 al 230. En el paso 540, el trazo sísmico de entrada se filtra utilizando un filtro de corrección de amplitud A?(/) = exp(sgnp/R), , un filtro de corrección de fase ?w) = sgn / n( ~' ? y |o s valores R
generados en el paso 530. El trazo sísmico de entrada puede filtrarse utilizando la transformación Fourier rápida, tal como se describe en el método 200 o el algoritmo de circunvolución, tal como se describe en el método 400. Al final del paso 540, un trazo sísmico de entrada filtrado n + 1 . en el dominio de tiempo, se genera para crear la recolección t por Q. Los pasos del 510 al 540 pueden repetirse para generar una pluralidad de recolecciones t por Q. En el paso 550, la recolección t por Q se despliega en un medio de despliegue, tal como una pantalla o centro de visualizacíón . En el paso 560, se identifican 2 o más características deseadas en la recolección t por Q. Las características deseadas pueden ser identificadas utilizando marcadores u otros identificadores. En el paso 570 los marcadores deseados se conectan para generar una curva R(t). Los marcadores lineales pueden ser conectados por una línea lineal, o cualquier otra curva que se adapta al algoritmo comúnmente conocido para los expertos en la técnica. En el paso 580 , la Q(t) se determina dividiendo el tiempo de recorrido t entre R(t). La figura 6 ilustra un diagrama de flujo de un método 600 para generar un valor estimado de una variante de tiempo Q(t) de acuerdo con otra modalidad de la presente invención . En el paso 61 0, se recibe un trazo sísmico de entrada de una dimensión , es decir, con base en le tiempo de recorrido t. En el paso 620, se
aplica una transformación Fourier variante con el tiempo al trazo sísmico de entrada para generar un espectro de amplitud variante de tiempo del trazo sísmico de entrada, el cual puede representarse como X(t, f). El espectro de amplitud variante con el tiempo del trazo sísmico de entrada X(t, f) puede expresarse como: X(t,f) = A(t,f)W(f)I(f) (Ecuación 8) En donde A(t, f) representa un término de absorción exponencial variante con el tiempo, W(f) representa una ondulación de fuente que no varía con el tiempo y l(f) una capacidad de reflexión que no varía con el tiempo. El término de absorción exponencial variante con el tiempo A(t, f) puede expresarse como: ¿fc/> -«*-**»)> (Ecuación 9)
en donde R(í) = ßW" En el paso 630, el logaritmo natural del espectro de amplitud variante con el tiempo del trazo sísmico de entrada X(t, f) se calcula y el resultado se divide entre -pf. El paso 630 puede expresarse como: S(t,f)X(X(t'f)) = R(t)+c(f) (Ecuación 10). En el paso 640, se lleva a cabo una aproximación de series de potencia ce mínimos cuadrados para S(t,f), para generar una pluralidad de coeficientes de series de potencia S¡, es decir, S0, S-i, S2, Sn. El estimado de mínimos cuadrados para los coeficientes de series de potencia pueden computarizarse
resolviendo el siguiente problema de minimización:
En una modalidad, las series de potencias de mínimos cuadrados es de un orden bajo, es decir, n es número, por ejemplo, desde aproximadamente 2 hasta aproximadamente 8. S(t, f) también puede expresarse como: S(t, f) = R(t) + c(f) en donde c(f) representa una constante dependiente de frecuencia no conocida. En el paso 650, la constante dependiente de frecuencia no conocida, se ajusta para ser igual al primer coeficiente de series de potencia S0. En el paso 660, se determina una aproximación de series de potencia para R(t) llevando a cabo una aproximación de series de potencia para S(t, f) con el índice comenzando a partir de uno, en forma opuesta a 0, es decir sin utilizar el primer coeficiente de series de potencia SO. La aproximación de series de potencia para R(t) puede expresarse como: R(t) = ?s¡t¡ . ^n esta forma, la proporción del tiempo de recorrido t y la variante de tiempo Q(t) puede ser aproximada a través de la aproximación de series de potencia. En el 670, el tiempo de recorrido t se divide entre R(t) para generar un valor estimado de la variante de tiempo Q(t). La figura 7 ilustra una red de computación 700, en la cual se pueden implementar las modalidades de la presente ¡nvención. La red de computación 700 incluye una computadora del sistema 730, la cual puede implementarse como cualquier computadora
personal o estación de trabajo convencional , tal como una estación de trabajo a base de U N IX. La computadora del sistema 730 está en comunicación con los aparatos de almacenamiento en disco 729, 731 y 733 los cuales pueden ser aparatos de almacenamiento de disco duro externos. Se contempla que los aparatos de almacenamiento de disco 729 , 731 y 733 sean unidades de disco duro convencionales, y por lo tanto, serán implementadas por medio de una red de área local o medíante acceso remoto . Por supuesto, aunque los aparatos de almacenamiento de disco 729, 731 y 733 se ilustran como aparatos separados, se puede utilizar un aparato de almacenamiento de disco para almacenar cualesquiera y todas las instrucciones del programa, datos de medición , y resultados, según se requiera. En u na modalidad, los datos sísmicos de los hidrófonos se almacenan en un aparato de almacenamiento de disco. La computadora del sistema 730 puede recuperar los datos adecuados del aparato del almacenamiento de disco 731 para llevar a cabo el método de corrección de trazos sísmicos de acuerdo con las instrucciones del programa que corresponden a los métodos aquí descritos. Las instrucciones del programa pueden escribirse en un lenguaje de programación de computadora, tal como C+ + , Java y similares. Las instrucciones del programa pueden almacenarse en una memoria legible en computadora, tal como un aparato de almacenamiento de disco de
programa 733. Por supuesto, el medio de memoria que almacena las instrucciones del programa puede ser cualq uier tipo convencional utilizado para el almacenamiento de programas de computadora, incluyendo unidades de disco duro, discos flexibles, CD-ROMs y otros medios ópticos, cintas magnéticas y similares. De acuerdo con la modalidad preferida de la presente ¡nvención , la computadora de sistema 730 presenta una salida principalmente en la pantalla de gráficos 727, o como alternativa, a través de la impresora 728. La computadora del sistema puede almacenar los resultados de los métodos descritos anteriormente en el almacenamiento en disco 729, para utilizarse posteriormente y en análisis adicional . El teclado 726 y el aparato de señalización (por ejemplo, un ratón, esfera de pista o similar) 725 puede abastecerse con la computadora del sistema 730 para permitir la operación interactiva. La computadora del sistema 730 puede localizarse en un centro de datos remoto a la región del prospecto. La computadora del sistema 730 esta en comunicación con hidrófonos (ya sea directamente o a través de una unidad de registro, no mostrada) para recibir señales que indican la energ ía sísmica reflejadas. Estas señales, después del formateo convencional y otro procesamiento inicial , se almacenan a través de la computadora del sistema 730 como datos digitales en el almacenamiento de disco 731 para la recuperación y procesamiento subsecuente en la forma descrita anteriormente. Aunque la figura 7 ilustre el
almacenamiento de disco 731 como conectado directamente a la computadora del sistema 730, también se contempla que el aparato de disco 731 pueda ser accesible a través de una red de área local o mediante acceso remoto. Además, aunque los aparatos de almacenamiento de disco 729, 731 se ¡lustran como aparatos separados para almacenar datos sísmicos de entrada y resultados de análisis, los aparatos de almacenamiento de disco 729, 731 pueden implementarse dentro de una unidad de disco simple (ya sea junto con o separada del aparato de almacenamiento de disco del programa 733) o en cualquier otra forma convencional tal como podrá ser comprendido para los expertos en la técnica haciendo referencia a la presente especificación . Au nque lo anterior se dirige a modalidades de la presente invención , se pueden considerar otras modalidades adicionales de la presente invención sin apartarse del alcance básico de la misma, y su alcance se determina a través de las reivindicaciones que se encuentran a continuación .