MX2009000863A - Adquisicion de datos sismicos y generacion y aplicacion de derivados en la parte de la fuente. - Google Patents

Abstract

La tecnologías que se describen en la presente invención incluyen sistemas y métodos para codificar/descodificar fuentes y respuestas sísmicas, generar y utilizar los derivados en la parte de la fuente, mientras que también se genera y utiliza la respuesta de fuente convencional. Las fuentes en una formación pueden ser codificadas de modo que la activación de cada fuente en la formación constituya un pico simple en una secuencia ortogonal a otra secuencia emitida por otra fuente. La respuesta a estas diferentes fuentes que están en proximidad espacial cercana, puede ser descodificadas y separadas. Los derivados en la parte de la fuente pueden ser calculados y utilizados en varias aplicaciones en combinación con la repuesta de monopolo de la ubicación de fuente, incluyendo eliminación de fantasma en la parte de la fuente, interpolación espacial (horizontal y vertical) y generación de imagen.

Description

ADQUISICIÓN DE DATOS SÍSMICOS Y GENERACIÓN Y APLICACIÓN DE DERIVADOS EN LA PARTE DE LA FUENTE Campo de la Invención Las descripciones y ejemplos que se encuentran más adelante, no son admitidos como una técnica anterior en virtud de su inclusión dentro de esta sección. Las implementaciones de varias tecnologías aquí descritas se refieren de manera general a la adquisición sísmica. En un estudio sísmico, se puede activar una fuente para generar energía, la cual puede ser reflejada nuevamente por las capas de la sub-superficie de la tierra. El campo de onda sísmica resultante, puede ser muestreado a través de una formación de receptores sísmicos colocados a una distancia desde la fuente sísmica. Cada receptor puede estar configurado para adquirir datos sísmicos, los cuales normalmente están en la forma de un registro o trazo que representa el valor de alguna característica del campo de onda sísmica contra el tiempo. La información con respecto a la sub-superficie de la tierra se puede obtener a partir de los datos sísmicos adquiridos. Antecedentes de la Invención Normalmente, se ajusta una pluralidad de fuentes y receptores en una cuadricula, de modo que los datos registrados de los campos de onda puedan cubrir substancialmente toda el área de exploración, y con una suficiente resolución para detectar la variación de la estructura de la sub-superficie en distancias de espacio pequeñas. Los campos de onda registrados por los receptores, pueden ser un resultado de la súper-posición de muchas ondas que tienen diferentes trayectorias a través de la sub-superficie de la tierra antes de alcanzar finalmente a los receptores. Esto hace difícil la reconstrucción de la sub-superficie de la tierra. Un objetivo del procesamiento de datos sísmicos, es separar los campos de onda en ondas coherentes, en relación con la creación de una imagen precisa de las capas de la sub-superficie de la tierra. Debido a que la adquisición de datos sísmicos es muy costosa, es deseable incrementar la distancia entre los puntos de la cuadricula y proporcionar aún una suficiente resolución, o utilizar la misma cuadricula o una cuadricula más ajustada y lograr una resolución más fina. En un estudio sísmico con curso de tiempo, se puede llevar a cabo un estudio en el mismo lugar que un estudio previo con el propósito de comparar las interpretaciones de la estructura de la sub-superficie de los dos estudios. Para resultados óptimos, puede ser deseable que las fuentes sean activadas en los mismos lugares, y los receptores se localizan en los mismos lugares en ambos estudios. Esta precisión puede ser muy difícil. Por consiguiente, puede ser muy deseable un método o sistema diseñado para minimizar los efectos perjudiciales de las faltas de precisiones en la colocación de las fuentes y receptores. Breve Descripción de la Invención En la presente invención se describen implementaciones de diversas tecnologías para adquirir datos de fuente de mono-polo y datos de fuente de polos múltiples, así como aplicaciones de datos de mono-polo y de polos múltiples. Los datos de mono-polo pueden definirse como los datos de campo onda que resultan de la activación de una sola fuente o grupo de fuentes, lo cual puede definirse como una pluralidad de fuentes que actúan juntas en la forma de una fuente simple. Los datos de polos múltiples, incluyendo datos de dipolo, se pueden definir como los datos de campo de onda que resultan de dos o más diferentes fuentes o grupos de fuentes que se activan en una proximidad cercana. En una implementación, los datos de dipolo o polo múltiple pueden adquirirse activando grupos de fuentes en proximidad cercana de acuerdo con secuencias octogonales. Los datos de dipolo o polo múltiple de los receptores pueden ser descodificados utilizando las mismas secuencias ortogonales, de modo que los campos de onda que resultan de las diferentes fuentes puedan ser separados. Las secuencias ortogonales pueden ser construidas en muchas diferentes formas dependiendo de las necesidades y aplicación de los datos de polo múltiple resultantes. También se describen en la presente invención implementaciones de varias tecnologías para un método para adquirir datos sísmicos. En una implementación, el método puede incluir emitir una primera señal de fuente con base en una primera secuencia de activación, emitir una segunda señal de fuente con base en una segunda secuencia de activación que es ortogonal a la primera secuencia de activación, registrar datos sísmicos en respuesta a la primera señal de fuente y en respuesta a la segunda señal de fuente y descodificar los datos sísmicos con base en la primera secuencia de activación y la segunda secuencia de activación. En la presente invención también se describen implementaciones de diversas tecnologías para un sistema de adquisición de datos sísmicos, el cual puede incluir un primer grupo de fuentes que tiene una pluralidad de fuentes sísmicas ajustadas en el mismo de acuerdo con una primera secuencia de activación, un segundo grupo de fuentes que tiene una pluralidad de fuentes sísmicas ajustadas en el mismo de acuerdo con una segunda secuencia de activación y un controlador de fuente acoplado al primer grupo de fuentes y al segundo grupo de fuentes. El controlador de fuente puede configurarse para activar cada fuente sísmica en el primer grupo de fuentes de acuerdo con la primera secuencia de activación, y cada fuente sísmica en el segundo grupo de fuentes de acuerdo con la segunda secuencia de activación. La primera secuencia de activación, es ortogonal a la segunda secuencia de activación.

En la presente invención también se describen implementaciones de diversas tecnologías para utilizar los datos de mono-polo y polo múltiple. En una implementación, se pueden utilizar datos de dipolo para calcular varias derivadas del campo de onda. En otra implementación, se pueden utilizar datos de polo múltiple para calcular derivados de orden superior y otros datos relevantes. Los datos de mono-polo, datos de polo múltiple, derivados de otros datos se pueden utilizar para eliminar las imágenes sísmicas fantasma, interpolar datos para utilizarse en estudios sísmicos con curso de tiempo, supresión múltiple y generación de imágenes (por ejemplo, a través de estereo-tomografía). En la presente invención también se describen implementaciones de varias tecnologías de un método para generar y aplicar derivados en la parte de la fuente. En una implementación, el método puede incluir adquirir una respuesta a una primera fuente sísmica, y una respuesta a una segunda fuente sísmica en una pluralidad de ubicaciones de fuente, derivado en la parte de la fuente a partir de la respuesta a la primera fuente sísmica y la respuesta a la segunda fuente sísmica para cada ubicación de fuente y aplicar los derivados en la parte de la fuente. En la presente invención también se describen implementaciones de varias tecnologías de un método para procesar datos sísmicos. En una implementación, el método puede incluir procesar datos sísmicos adquiridos utilizando una primera señal de fuente emitida con base en una primera secuencia de activación y una segunda señal de fuente emitida con base en una segunda secuencia de activación ortogonal a la primera secuencia de activación, y descodificar los datos sísmicos con base en la primera secuencia de activación y la segunda secuencia de activación. En la presente invención también se describen implementaciones de varias tecnologías dirigidas a la reducción de ruido de tiro residual en datos sísmicos. En una implementación, se pueden utilizar tiempos de tiro en el procesamiento de la reducción de ruido de tiro residual. En otra implementación, los tiempos de tiro, así como las posiciones de tiro pueden restringirse durante la adquisición, de modo que se puede aumentar la coherencia espacial en el ruido de tiro residual. Aún en otra implementación, los tiempos de tiro restringidos y las posiciones se pueden utilizar durante estudios de repetición, de modo que el ruido de tiro residual pueda ser reducido en imágenes de diferencia con curso de tiempo. En otra implementación, se puede llevar a cabo un estudio típico utilizando secuencias ortogonales alternativas. Posteriormente, los datos de mono-polo pueden ser descodificados utilizando las mismas secuencias ortogonales, de modo que se pueda distinguir el ruido de tiro residual. El asunto materia reivindicado no se limita a implementaciones que logran cualesquiera o todas las ventajas observadas. Además, la sección de resumen se proporciona para introducir una selección de conceptos en una forma simplificada, los cuales se describen en forma adicional más adelante en la sección de descripción detallada de la invención. La sección de breve descripción de la invención no pretende identificar características clave o características esenciales del asunto materia reivindicado, tampoco pretende ser utilizada para limitar el alcance del asunto materia reivindicado. Breve Descripción de los Dibujos Se deberá observar que los dibujos adjuntos ilustran únicamente modalidades típicas de la presente invención, y por consiguiente no se consideran limitantes de su alcance, por lo que la presente invención puede admitir otras modalidades igualmente efectivas. Las figuras 1A-B, ilustran un sistema de estudio de adquisición sísmico marino típico, para llevar a cabo los estudios 3D ó 4D. Las figuras 2A-B, ilustran secuencias de codificación mutuamente ortogonales y su aplicación para codificación de fuentes sísmicas, de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías descritas en la presente invención. Las figuras 3A-G, ilustran varias formaciones de fuentes sísmicas de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías descritas en la presente invención.

Las figuras 4A-B, ilustran una implementación alternativa que combina el uso de una formación de fuente en línea tal como se ilustra en la figura 3F, y el concepto de abandonar las fuentes no activadas tal como se ilustra en la figura 3G. La figura 5, ilustra un diagrama de flujo de un método para codificar y descodificar datos sísmicos de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías descritas en la presente invención. La figura 6, ilustra un diagrama de bloque de un sistema para llevar a cabo un estudio sísmico y procesar los datos sísmicos de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías descritas en la presente invención. La figura 7, ilustra un ejemplo de interpolación utilizando datos de tres posiciones de tiro obtenidas de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías descritas en la presente invención. Las figuras 8A-B, ilustran la tolerancia de ruido de la interpolación en el espectro sísmico típico, utilizando datos de dipolo y mono-polo. La figura 9, ilustra un diagrama simple de ruido de tiro residual. La figura 10, ilustra un diagrama de flujo de un método para reducir el ruido de tiro residual durante el procesamiento de datos sísmicos, de acuerdo con implementaciones de varias técnicas aquí descritas.

Las figuras 11A-F, ilustran la metodología ilustrada en la figura 10, utilizando una onda de atenuación para ilustrar los datos sísmicos registrados en respuesta a cada tiro. La figura 12, ilustra un método para generar una imagen de diferencia en curso de tiempo de acuerdo con implementaciones de varias técnicas aquí descritas. La figura 13, ilustra un método para adquirir y procesar datos sísmicos utilizando secuencias ortogonales para reducir el ruido de tiro residual. La figura 14, ilustra una red de computadora, en la cual se pueden implementar las implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. Descripción Detallada de la Invención Por simplicidad, cuando se describe un estudio sísmico marino, la dirección X positiva es la dirección en donde está viajando la embarcación de remolque. Con referencia a la figura 1A, la dirección Y es la dirección horizontal perpendicular a la dirección X. La dirección Y también puede ser referida como una dirección de línea de cruce. Con referencia a la figura 1B, la dirección Z positiva es una dirección vertical. Por claridad, cuando se hace referencia a una fuente de pistola de aire o una fuente simple similar, se utilizará la palabra fuente. Cuando se hace referencia a una pluralidad de fuentes utilizadas de manera colectiva como una fuente simple, se utilizarán las palabras grupo de fuentes. Cuando se hace referencia a una línea de fuentes remolcadas por una embarcación, se utilizará las palabras formación de fuentes. Las figuras 1A-B, ilustran un sistema de estudio de adquisición sísmico marino típico 10 para llevar a cabo estudios 3D ó 4D. Aunque las implementaciones de diversas tecnologías aquí descritas son con referencia al sistema de estudio de adquisición sísmico marino 10, deberá quedar entendido que otras implementaciones pueden utilizar cualquier sistema de adquisición sísmico. El sistema de adquisición sísmico marino 10, puede incluir un vaso 11 que lleva componentes de control 14 y remolca una pluralidad de fuentes sísmicas 16 y una pluralidad franjas 18 equipadas con receptores sísmicos 21. La embarcación 11 puede incluir además un receptor GPS 12 acoplado a los componentes de control 14, los cuales pueden ser una navegación sísmica a base de computadora integrada (TRINAV™), controlador de fuente (TRISOR™) y sistema de registro (TRIACQ™) (colectivamente, TRILOGY™). Las fuentes sísmicas 16 pueden ser elaboradas de los mismos tipos de fuentes, o pueden ser elaboradas de diferentes tipos de fuentes. Las fuentes pueden ser cualquier tipo de generador sísmico común, tal como pistolas de aire, pistolas de agua, fuentes de inyección de vapor, fuentes explosivas tales como dinamita o inyección de gas seguido de detonación y similares. Las franjas 18 pueden ser remolcadas por medio de sus conductores internos respectivos 20, los cuales pueden ser elaborados de acero de alta resistencia o cables reforzados con fibra que conducen energía eléctrica, control y señales de datos entre la embarcación 11 y las franjas 18. Cada serpentina 18 puede incluir una pluralidad de receptores sísmicos 21, distribuidos en intervalos separados a lo largo de la longitud de la serpentina. Cada receptor 21 puede ser un sensor de hidrófono, y similar. Cada receptor 21 puede ser cableado por separado de modo que su señal de salida pueda ser digitalizada y filtrada por separado, permitiendo de esta manera un procesamiento sofisticado conocido como formación de grupo digital, tal como se describe en la Patente Norteamericana comúnmente asignada No. 6,684,160, la cual está incorporada a la presente invención como referencia. Además, las franjas 18 pueden incluir una pluralidad de aparatos de dirección de serpentina en línea (SSDs) 38, también conocidos como "pájaros", tales como los pájaros Q-FIN™ del tipo descrito en la Patente Norteamericana comúnmente asignada No. 6,671,223, la cual está incorporada a la presente invención como referencia. Los SSDs pueden ser distribuidos en intervalos adecuados a lo largo de las franjas 18 para controlar la profundidad y el movimiento lateral de las franjas. Durante la adquisición, las fuentes sísmicas 16 y las franjas sísmicas 18, pueden mostrarse desde la embarcación 11 y ser remolcadas muy lentamente, por ejemplo, aproximadamente 5 nudos. Las fuentes sísmicas 16 pueden ser activadas en forma periódica, por ejemplo, cada 10 segundos más o menos, emitiendo energía sísmica en la forma de una onda acústica a través del agua. Cada fuente 16 puede ser activada independiente o simultáneamente con otras fuentes. La onda acústica puede dar como resultado uno o más campos de onda que viajan de manera coherente en la tierra E que subyace el agua W (ver figura 1B). Conforme los campos de onda golpean las interfases 4 entre las formaciones de la tierra, o estratos, se pueden reflejar de regreso a través de la tierra E y el agua W a lo largo de las trayectorias 5 a los diversos receptores 21, en donde los campos de onda (por ejemplo, ondas de presión en el caso de fuentes de pistola de aire) pueden convertirse a señales eléctricas, digitalizarse y transmitirse a la navegación sísmica basada en computadora integrada, controlador de fuente y sistema de registro 14 (ver figura 1A) en la embarcación 11 a través de las franjas 18 y los conductores internos 20. A través del análisis de estas señales detectadas, puede ser posible determinar la forma, posición y litología de las formaciones sub-marinas, incluyendo las formaciones que probablemente puedan contener depósitos de hidrocarburo. La representación de las capas de la sub-superficie en el área de estudio pueden formarse combinando datos sísmicos recolectados a lo largo de una pluralidad de líneas de navegación. Aunque idealmente las líneas de navegación son aproximadamente rectas, el viento, las corrientes de agua, las olas, la dirección día embarcación de estudio y similares, pueden originar que las líneas de navegación sean menos que perfectamente lineales. Además, los datos sísmicos pueden ser recolectados a lo largo de trayectorias que apropósito no son lineales. Por ejemplo, puede ser deseable repetir las líneas de navegación no lineales de un estudio sísmico anterior con propósitos de comparación con el tiempo, también conocido como un estudio 4D. Las líneas de navegación no lineales pueden exhibir formas, incluyendo trayectorias elípticas, trayectorias circulares y trayectorias en figura-8, entre otras. Una embarcación de estudio simple puede remolcar una formación de receptores simple, a lo largo de cada una de las líneas de navegación. Como alternativa, una pluralidad de embarcaciones de estudio puede remolcar una pluralidad de formaciones de receptor a lo largo de una pluralidad de líneas de navegación correspondiente. En varias alternativas, los datos pueden ser recolectados durante un estudio simple llevado a cabo en un período de tiempo corto, tal como un día, o pueden recolectarse en múltiples estudios llevados a cabo en diferentes momentos. Las inclemencias del clima y/o mareas altas pueden forzar a que un estudio sea suspendido antes de que finalizara horas o días después. En algunas implementaciones, los datos históricos de los estudios previos llevaron meses o años antes de que se pudiera combinar con nuevos datos para extender el estudio o para llenar las deficiencias en cobertura que pueden ser introducidas por corrientes, obstáculos tales como plataformas y similares. Los datos de estudios de repetición también se pueden utilizar para analizar y monitorear cambios en depósitos de aceite y/o gas productivos. La precisión y/o resolución de la imagen formada utilizando los datos de adquisición, se puede limitar mediante incertidumbres como la trayectoria real de las fuentes sísmicas y los receptores a través del agua. Aunque la embarcación de estudio normalmente intenta remolcar las fuentes sísmicas de modo que su centro de fuente geométrico que sigue una línea de navegación deseada, corriente de agua, viento, olas y similares puedan desviar una o más fuentes de la trayectoria deseada. La precisión y/o resolución pueden limitarse en forma adicional por el ruido súper-impuesto en el campo de onda de interés. El ruido puede ser originado por ruido de tiro residual, olas y similares. La precisión y/o resolución puede ser limitada en forma adicional por restricciones en la calidad de los datos recolectados. Si una fuente o grupo de fuentes se activa en una proximidad en tiempo cercana al tiro previo, las respuestas recibidas por los receptores pueden volverse súper-impuestas entre si. Por lo tanto, se debe permitir un intervalo de tiempo suficiente entre los tiros. Debido a que la embarcación continua moviéndose durante el intervalo de tiempo, la cantidad de datos recolectada en cierta área, puede verse restringida. En un estudio sísmico marino típico tal como el descrito anteriormente, se pueden registrar datos de mono-polo. Los datos de mono-polo se refieren a los datos registrados en los receptores en respuesta a una sola fuente o un grupo de fuentes. Los datos de dipolo se refieren a los datos registrados en los receptores en respuesta a dos fuentes o grupos de fuentes activadas en una proximidad cercana. En los receptores en respuesta a dos fuentes o grupos de fuentes activados en proximidad cercana. Se pueden obtener datos bipolares sustrayendo la respuesta de monopolo de cada uno de los lugares de fuente y dividiendo entre la distancia entre las ubicaciones de fuentes. La proximidad cercana, tal como se utiliza en la presente solicitud, se puede referir a la distancia entre dos fuentes o grupos de fuentes que están dentro de una fracción de la longitud de onda mínima de las ondas sísmicas de interés. En la mayoría de los estudios sísmicos, la proximidad cercana puede ser de aproximadamente 3 metros hasta aproximadamente 15 metros. Los datos de polos múltiples se refieren a datos registrados en receptores en respuesta a múltiples fuentes o grupos de fuentes activados en proximidad cercana con polaridades adecuadas. Normalmente, los datos de dipolo o polo múltiple se pueden adquirir llevando a cabo dos o más estudios, recolectando cada estudio datos de monopolo en proximidad cercana a las posiciones de tiro. Los datos de dipolo o polos múltiples se pueden adquirir también mediante activación en secuencias de las fuentes en un solo estudio, de modo que se pueden registrar dos o más respuestas del monopolo en proximidad cercana a cada posición de tiro definida previamente. Con los datos de dipolo o polos múltiples, los derivados en la parte de la fuente se pueden generar y utilizar en varias aplicaciones para aumentar la precisión y la resolución de la imagen. Sin embargo, estos métodos actuales para adquirir datos de polo múltiple incrementan en forma significativa los costos del estudio. Por consiguiente, las implementaciones de varias tecnologías aquí descritas se dirigen a la adquisición en forma simultánea de datos de dipolo o polos múltiples con un incremento en costo limitado. Fuentes de Codificación/Descodificación Las figuras 2A-B, ilustran secuencias de codificación mutuamente ortogonales y su aplicación para codificación de fuente sísmica de acuerdo con las implementaciones de las diversas tecnologías aquí descritas. La codificación y descodificación digital han sido utilizadas en muchas aplicaciones de comunicación, tal como telecomunicaciones. Las teorías y aplicaciones se describen en literaturas de telecomunicación, tal como "Sequence Design for Communications Application" de Pingzhi Fan y Michael Darnell, 1996. Sin embargo, dicha codificación y descodificación nunca ha sido utilizada en la adquisición o procesamiento de datos sísmicos. En la adquisición sísmica, los grupos de fuentes pueden codificarse utilizando secuencias digitales en donde cada fuente "pop" representa un pico en una secuencia. La secuencia para un grupo de fuentes puede seleccionarse de modo que sea ortogonal para las secuencias de otros grupos de fuentes. Cada secuencia puede ser ortogonal a todas las otras secuencias, la cual significa que la correlación cruzada entre cualquier par de secuencias es sustancialmente en cero en todos los cambios de tiempo, en tanto que la auto-correlación (por ejemplo, en la correlación de una secuencia consigo misma) tiene un valor grande únicamente para el cambio de tiempo cero, y es sustancialmente de cero para todos los cambios de tiempo no cero. En una implementación, el valor grande puede ser un pico que tiene amplitud y sustancialmente uno o una unidad. En una correlación cruzada o auto correlación, la similitud entre las dos series de datos separados se mide para diferentes cambios de tiempo relativos entre las series, multiplicando la amplitud de las series de datos cambiadas o no cambiadas en una base de punto por punto y sumando (integrando) todos los puntos. Utilizando secuencias ortogonales la respuesta de cada grupo de fuente puede ser descodificada, y por lo tanto aislada de la super-posición de respuesta de todos los otros de grupos de fuentes mediante correlación cruzada con cada secuencia de codificación. En una implementación, las fuentes dentro de los grupos de fuente pueden ser encendidas en forma simultánea. En otra implementación, las fuentes dentro de los grupos de fuente pueden ser encendidas en forma de secuencia. La figura 2A, ilustra un ejemplo simplificado de un par de secuencias digitales de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. La secuencia 220 pueden ser representada en forma digital como (0, 1, 0, 1, 0, 0, 1, 1) y la secuencia 230 como (1, 0, 1, 0, 1, 1, 0, 0). Estas secuencias 220 y 230 también se pueden representar como fuentes activadas o no activadas. Por lo tanto, "1" puede indicar una activación de la fuente en un punto en el tiempo, el cual puede ser representado como un pico. Por otra parte, "0" puede indicar que la fuente es silente, o no está activada, en un punto en el tiempo. En una implementación, cada activación o no activación puede separarse por un período de tiempo fijo T, de modo que todo el período de secuencia de encendido pueda ser del orden de aproximadamente 200 ms. Por ejemplo, en el tiempo igual a cero, la secuencia 220 tiene un "0" digital que indica no activación. Sin embargo, en el tiempo igual a cero, la secuencia 230 contiene un "1" digital que indica una activación, tal como se muestra a través del pico. Aunque cada activación y no activación han sido descritas como representando una fuente simple, deberá quedar entendido que en algunas ¡mplementaciones, cada activación o no activación puede representar una pluralidad de fuentes. La figura 2B, ilustra como dos grupos de fuentes 200 y 210 pueden activarse en forma simultánea de acuerdo con las secuencias 220 y 230 ilustradas en la figura 2A. El grupo de fuentes 200, puede seguir la secuencia 220 y el grupo de fuente 210 puede seguir la secuencia 230. Los grupos de fuente 200 y 210 pueden ser remolcados a través de la posición de tiro 240 con un grupo de fuentes 200 que cruza la ubicación (rO) y un grupo de fuentes 210 que cruza (r1 ) en proximidad cercana a (rO). En el tiempo igual a 0, la primera fuente en cada grupo de fuentes atraviesa la posición de tiro 240. De acuerdo con las secuencias en la figura 2A, la fuente 221 del grupo de fuentes 200 puede no ser activada, y la fuente 231 del grupo de fuentes 210 pueden ser activada, tal como se indica mediante "x". En el tiempo igual a 1T, los dos grupos de fuentes 200 y 210 pueden ser remolcados hacia adelante de modo que el segundo par de fuentes en el grupo de fuentes 200 y 210 atraviese la posición de tiro 240. La fuente 222 del grupo de fuentes 200 puede activarse, en tanto que la fuente 232 del grupo de fuente 210 puede no activarse. Conforme transcurre el tiempo, los dos grupos de fuentes 200 y 210 pueden moverse en forma continúa hacia adelante, de modo que cada fuente puede ser activada o no activada de acuerdo con su secuencia de activación respectiva. Aunque la figura 2B ilustra la activación de un par de grupos de fuentes en proximidad cercana con respecto a la dirección Y, se pueden implementar muchos otros ajustes, algunos de los cuales se ilustran en las figuras 3B-F que se encuentran más adelante. La figura 2B, ilustra el uso de dos grupos de fuentes; sin embargo, se pueden utilizar muchos grupos de fuentes en forma simultánea con el mismo número de códigos mutuamente ortogonales utilizados para codificar cada uno de los grupos de fuentes. Dependiendo del número de grupos de fuentes que serán codificados/descodificados, cualquier secuencia ortogonal adecuada ajustada con un número suficiente de códigos ortogonales, puede ser construida o implementada. En una implementación, las secuencias ortogonales pueden tener la propiedad de que la correlación cruzada con cualesquiera de otra secuencia de la misma secuencia ortogonal, se ajuste sustancialmente igual a cero para todos los cambios de tiempo. Asimismo, las secuencias ortogonales pueden tener la propiedad de que la auto-correlación de una secuencia de cómo resultado una función lenta, separada, la cual tiene únicamente un valor grande, de no cero, en el cambio de tiempo cero (es decir cuando la secuencia no se cambia con respecto así misma) y sustancialmente igual a cero para todos los otros cambios de tiempo. Sin embargo, los requerimientos para la correlación cruzada y auto-correlación pueden ser relajados, siempre que el lóbulo principal del auto-correlación sea estrecho y tenga una amplitud que sea sustancialmente mayor a los lóbulos laterales de la auto-correlación, así como a nivel de ruido en la correlación cruzada que resulta de la ortogonalidad imperfecta. Asimismo, en una implementación, las secuencias de la fuente codificada deben de tener una duración tan corta como sea posible, y al mismo tiempo el retraso en tiempo entre las activaciones consecutivas (explosiones) deben ser lo suficientemente grandes para evitar la diafonía entre fuentes debido a la resolución reducida en el dominio de frecuencia. Dichas secuencias pueden describirse con mayor detalle en la Publicación de Fan, P., Darnell, M., 1996, Sequences Design for Communications Applications, Capítulo 15, Optical Orthogonal Sequences, Research Studies Press, la cual está incorporada a la presente invención como referencia. A diferencia de la aplicación en telecomunicación, en donde las secuencias pueden ser casi periódicas, las respuestas de la tierra pueden ser normalmente a periódicas. Las secuencias ortogonales ópticas normalmente tienen mejores correlaciones periódicas que las aperiódicas y también pueden necesitar ser adaptadas para utilizarse en estudios sísmicos. Las secuencias ortogonales también pueden ser determinadas simulando un endurecimiento, la cual es un algoritmo de optimización que busca el valor mínimo de una función. Dicha técnica puede describirse con mayor detalle en la Publicación de Gronaas, H., 2000, Simultaneous Acquisition con Impulsive Marine Seismic Sources, OTC Summer Student Internal Report, la cual está incorporada a la presente invención como referencia. Haciendo referencia a la figura 2A, matemáticamente, la codificación y descodificación pueden llevarse a cabo como se indica a continuación. La señal del grupo de fuentes 200 convolucionada con la secuencia 220 es: S(rO,t) = S(t) ' seq(220) = S(t) " [ delta(t-T) + delta(t-3T) + delta(t-6T) + delta(t-7T) ] = S(t-T) + S(t-3T) + S(t-6T) + S(t-7T), en donde * denota convolución, delta(t-T) denota una función delta retrasada por tiempo T, seq(220) denota la secuencia ortogonal y S(t) denota la función de tiempo-fuente de las fuentes individuales en el grupo de fuentes. La última identidad después del hecho de la convolución con una función-delta, implica reemplazar el argumento de la función original con el argumento de la función-delta. Por lo tanto, la codificación puede dar como resultado una super-posición de versiones retrasadas de la función de tiempo-fuente original. Por supuesto, esta la exactamente la forma como se lleva a cabo la codificación en la práctica. En forma similar, la señal del grupo de fuentes 210 convolucionada con la secuencia 230 es: S(r1 ,t) = S(t) * seq(230) = S(t) * [ delta(t-OT) + delta(t-2T) + delta(t-4T) + delta(t- 5T) ] = S(t-OT) + S(t-2T) + S(t-4T) + S(t-5T) En los receptores, la señal de recepción es la superposición de las señales de fuente efectiva, convolucionada con la respuesta de la Tierra. R(r,t) = GF(r,rO,t) * S(rO,t) + GF(r,r1 ,t) * S(r1 ,t) = S(t) * [ GF(r,rO,t) ' seq(220) + GF(r,r1 ,t) * seq(230) ], en donde GF(r,rO,t) denota la denominada, función de Green (es decir, la respuesta de la sub-superficie registrada como una función del tiempo en el punto r, debido a una fuente impulsiva en el punto (rO) y GF(r,r1 ,t), tiene una interpretación similar. La señal recibida puede ser descodificada mediante correlación cruzada con las secuencias. Por ejemplo, la correlación cruzada de la respuesta recibida con la secuencia 220 proporciona: R200(r,t) = seq(220) x S(t) * [ GF(r,rO,t) * seq(220) + GF(r,r1 ,t) * seq(230) ] = S(t) ' [GF(r,rO,t) * seq(220) x seq(220) + GF(r,r1 ,t) * seq(220)xseq(230)] = S(t) * [ GF(r,r0,t) * delta(t) + GF(r,r1 ,t) * zeros(t) ] = S(t) " GF(r,r0,t), en donde x denota la correlación cruzada y zeros(t) es el trazo con valores cercanos a cero, denotando la ortogonalidad aproximada de las secuencias 220 y 230, es decir, seq(220) x seq(230) = ceros(t). Se debe observar que ia auto-correlación de seq(220) se aproxima a una función-delta, es decir seq(220) x seq(220) = delta(t). La función descodificada R200(r,t) es S(t) ' GF(r,rO,t), lo cual es la respuesta únicamente al grupo de fuentes 200. El efecto del grupo de fuentes 210 ha sido eliminado. En forma similar, R210(x,y,z,t) puede reducirse, lo cual es la respuesta del grupo de fuentes 210 únicamente. Por consiguiente, si se pueden construir las secuencias ortogonales adecuadas, las respuestas sísmicas a cada agrupo de fuentes que se codifica pueden ser descodificadas, incluso si los grupos de fuentes son activados virtualmente en forma simultánea. Ajuste de Fuente Las figuras 3A-G, ilustran varias formaciones de fuentes sísmicas de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. La figura 3A, ilustra una formación de fuente de la técnica anterior 16 con una pluralidad de fuentes sísmicas, tal como pistolas de aire o pistolas de agua, arrastradas detrás de la embarcación 11 en un modo lineal a lo largo de la línea de navegación. Las fuentes pueden ser controladas a través de un controlador de fuentes y normalmente pueden ser activadas al mismo tiempo. Este tipo de formación de fuentes se puede utilizar para encender en secuencias fuentes con secuenciación ortogonal. En una implementación, las fuentes pueden ser encendidas de acuerdo con una primera secuencia, por ejemplo, secuencia 220, y posteriormente encendidas con una segunda secuencia, por ejemplo, secuencia 230, de modo que se alternen las secuencias. Utilizando las tecnologías aquí descritas los dados de dipolo o polos múltiples se pueden obtener activando dos o más fuentes separadas (o grupos de fuente) en proximidad cercana, aproximadamente 3 a 15 metros. Utilizando secuencias ortogonales tal como se describe en las figuras 2A-B, se pueden encender en forma simultánea dos o más grupos de fuentes para obtener estos datos. Las figuras 3B-G ilustran unas cuantas implementaciones de formaciones de fuentes posibles que pueden utilizarse para obtener datos de dipolo o polos múltiples utilizando las diversas tecnologías aquí descritas. La figura 3B ilustra una formación de fuente 316 remolcada a través de la embarcación 11 en donde dos grupos de fuentes pueden ser remolcados en una compensación paralela en proximidad cercana en la dirección Y. En cada ubicación de fuente, se puede instalar un par de dos fuentes, por ejemplo 301 y 311, 302 y 312. Cada fuente puede ser controlada en forma individual por un controlador de fuentes y activada en el momento adecuado en forma independiente. Cada fuente puede ser una pistola de aire simple o similar, o una pluralidad de fuentes que actúan como una sola fuente en la forma de una fuente de punto simple. Una fuente lineal o de otra manera. Los dos grupos de fuentes pueden encenderse en forma simultánea de acuerdo con las secuencias ortogonales seleccionadas, únicamente con una fuente en cada par de fuentes siendo activada conforme pasa sobre la posición de tiro, tal como se ilustra en la figura 2B. En una implementación, la distancia entre las dos fuentes dentro de un par (por ejemplo distancia entre las fuentes 301 y 311) puede estar en una proximidad cercana tal que en alguna situación el par pueda ser considerado una sola fuente. La figura 3C, ilustra una formación de fuentes 326, en donde los pares de fuentes (por ejemplo 301 y 321, 302 y 322) pueden ajustarse en proximidad cercana en la dirección Z, de modo que los datos de dipolo en la dirección Z, puedan ser obtenidos. La figura 3D ilustra una formación de fuentes con tres grupos de fuentes en donde las tres fuentes (un conjunto de fuentes) pueden ser localizados en proximidad cercana en cada ubicación de la fuente tal como 301, 311 y 321. El ajuste en la figura 3D, puede proporcionar datos de polos múltiples tanto en la dirección Y como en la dirección Z en forma simultánea. Si las fuentes dentro de un grupo tienen diferente compensación de dirección-X, entonces también pueden proporcionar datos de dipolo en la dirección X. En las implementaciones ilustradas en las figuras 3B-D, los grupos de fuentes pueden ser ajustados de modo que las fuentes sean separadas por una distancia pre-definida dentro del par o grupo, aunque son posibles otras implementaciones. Por ejemplo, en la figura 3E, las dos formaciones de fuente lineal 346 y 356, pueden ser remolcadas juntas en forma cercana por una embarcación 11. Las fuentes dentro de las formaciones 346 y 356 forman múltiples pares, tal como 341 y 351, 342 y 352. La distancia entre cada fuente en un par, puede estar en una proximidad cercana, similar a los pares que se muestran en las figuras 3B-D. Sin embargo, ya que las formaciones 346 y 356 pueden ser remolcadas y dirigidas en forma independiente, las posiciones relativas de las fuentes 341 y 351, 342 y 352 pueden no mantenerse constantes durante un estudio. El cambio en distancia relativa entre las fuentes en un par puede acomodarse cuando se registra la posición de activación de cada fuente. Esta implementación puede ser útil para adaptar las formaciones de fuentes existentes para utilizarse con implementaciones de varias de las tecnologías aquí descritas. Las formaciones 246 y 256 pueden ser remolcadas para formar pares en la dirección Y similar al mostrado en la 3B, o en la dirección Z, tal como se muestra en la figura 3C. Si más de dos formaciones se remolcan en forma cercana, entonces una formación similar a la mostrada en la figura 3D, puede ser formada. La figura 3F muestra otra formación de fuentes alternativa 366, en donde los grupos de fuente pueden ser remolcados por el mismo cable, pero están ligeramente separados de la línea de navegación. Esto puede ser denominado una formación de fuente en línea. Cuando la formación de fuente es remolcada, las fuentes 361 y 371 (o 362 y 372) pueden formar un par cuando pasan la posición de tiro en proximidad cercana. La distancia entre las fuentes en un par puede ser similar a la de los pares de fuentes mostrados en las figuras 3B-E, aunque el par de fuentes, tal como se muestra en las figuras 3B-E, puede pasar la misma ubicación al mismo tiempo, mientras que los pares en la figura 3F, puede pasar la misma ubicación en diferentes tiempos. En las implementaciones mostradas en las figuras 3B-F, cada grupo de fuentes contiene una fuente en cada ubicación de par sin importar cuales fuentes fueron activadas. La secuencia en una posición de tiro puede ser implementada activando una fuente adecuada en cada intervalo de tiempo, mientras que otras fuentes no están activadas. La figura 3G, ilustra una formación de fuente 376 en la cual la secuencia puede construirse en la formación, abandonando las fuentes que no son activadas. En este ejemplo, las secuencias de activación 220 y 230 de la figura 2A pueden ser implementadas en una forma que se explica más adelante. Las fuentes individuales pueden ser distribuidas en una formación lineal de modo que la distancia entre las fuentes pueda ser proporcional al intervalo de tiempo de activación de cada tiro en la secuencia. Por ejemplo, en un tiempo igual a cero, la fuente 231 cruza la posición de tiro (rO) y puede ser encendida. En un tiempo igual a 1T, la fuente 222 cruza la posición de tiro (r1) en proximidad cercana a la posición de tiro (rO) y pueden ser encendidas. Por lo tanto, una embarcación que se puede a una velocidad constante permite que tres fuentes sean activadas en los momentos correctos en la posición de tiro con las fuentes procedentes de diferentes grupos de fuentes en proximidad cercana. La formación 376 en la figura 3G pueden ser designada en la dirección Y similar a la formación 316 mostrada en la figura 3B, o en la dirección Z tal como se muestra a través de la formación 326 en la figura 3C. La formación 376 en la figura 3G pueden ser designada con un grupo de fuentes adicionales de modo que una formación similar a la mostrada en la figura 3D pueda ser formada. La figura 4A-B ilustra una implementación alternativa que combina el uso de una formación de fuentes en línea, tal como se ilustra en la figura 3F, y el concepto de abandonar las fuentes no activadas tal como se ilustra en la figura 3G. La figura 4A ilustra la activación de la secuencia digital 420, la cual es (1, 0, 1, 0), y la secuencia digital 430, la cual es (0, 1, 0, 1). La figura 4B ilustra la activación de fuentes en la formación simple, en donde las fuentes se ajustan fuera del centro de la línea de navegación. En esta implementación, cada fuente que pasa a la posición de tiro 440 en (rO) ó (r1) puede ser activada debido al ajuste de las fuentes y las secuencias. Las fuentes activadas en (rO) elaboran un grupo de fuentes, mientras que las fuentes activadas en (r1), forman el segundo grupo de fuentes. Las fuentes sísmicas utilizadas en las formaciones ilustradas en las figuras 3A-G y 4B, pueden ser los mismos tipos de fuentes o pueden ser diferentes tipos de fuentes. Las fuentes pueden ser cualquier tipo de generador sísmico común, tal como pistolas de aire, pistolas de agua, fuentes de inyección, de vapor, fuentes expresivas tales como dinamita e inyección de gas seguido de detonación y similares. Algunas fuentes tienen propiedades de complementariedad en cuanto a que algunas pueden ser fuentes positivas, que generan impulsos sísmicos positivos, y algunas pueden ser fuentes negativas, que generan impulsos sísmicos negativos. Cuando las fuentes en una formación son del mismo tipo, la secuencia puede ser únicamente ya se activada (1) o no activada (0). Por lo tanto la secuencia puede estar compuesta de 1 's y 0's. Cuando la codificación se limita a 1's y 0's, las secuencias pueden ser más difíciles de construir y más largas con el objeto de satisfacer los requerimientos de ortogonalidad. Sin embargo, cuando las fuentes son del tipo de complementariedad, las secuencias pueden ser activadas en forma positiva (1), activadas en forma negativa (-1) o no activadas (0). Por lo tanto, la secuencia puede estar compuesta de 1's, -1's y 0's.

Por lo tanto, las secuencias pueden ser más fáciles de construir y más cortas debido a que un mayor número de secuencias ortogonales pueden estar disponibles para codificación. Por ejemplo, en la adquisición sísmica, las fuentes de pistola de aire y pistola de agua tienen amplitudes de presión opuestas, y por lo tanto, utilizando una combinación de estas fuentes puede simplificar la codificación y descodificación. Método para Codificar y Descodificar Datos Sísmicos La figura 5 ilustra un diagrama de flujo de un método para codificar y descodificar datos sísmicos de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. En el paso 512, las posiciones de tiro y las posiciones de receptor pueden ser determinadas. Por ejemplo, se puede planear una cuadrícula de posiciones de tiro. En el paso 514, se pueden determinar las posiciones ortogonales. La selección de las secuencias ortogonales adecuadas, puede basarse en varios factores que incluyen el número de grupos de fuentes utilizados y los tipos de fuentes utilizados. Por ejemplo, si se desean los derivados en la parte de la fuente en las posiciones tanto Y como Z se pueden utilizar tres grupos de fuentes que requieren tres secuencias ortogonales mutuamente separadas. Asimismo, si se utilizan pistolas de aire y agua, las secuencias ortogonales con -1, 0, y 1 pueden ser utilizadas. Si se van a utilizar diferentes tipos de fuentes, entonces las asignaciones de diferentes fuentes también pueden ser determinadas. En el paso 516, las fuentes pueden ser instaladas en las ubicaciones determinadas en las formaciones de fuentes. Las fuentes y receptores posteriormente pueden ser movidas a las ubicaciones deseadas y las fuentes posteriormente pueden ser activadas de acuerdo con las secuencias de codificación. En el paso 518, los receptores pueden registrar datos de todas las fuentes. Después de que se recolectan datos sísmicos y se revisan en cuanto a control de calidad, se puede llevar a cabo el proceso de descodificación, ya sea a bordo en la embarcación, en el campo o de regreso en una oficina central. En el paso 522, los datos registrados pueden ser separados por la posición de tiro, y posteriormente correlacionados con cada secuencia ortogonal. Cada procedimiento de correlación genera un conjunto de datos que puede ser la respuesta a la activación de un grupo de fuentes. Después de la correlación con todas las secuencias ortogonales, los datos sísmicos de cada posición de tiro pueden ser separados en datos sísmicos individuales debido a cada grupo de fuentes en la fuente necesaria. Por ejemplo, en la figura 2B el registro de tiro de cada posición de tiro 240 contiene la respuesta sísmica tanto a los grupos de fuentes 200 como 210 que fueron encendidos en forma simultánea. Utilizando la correlación de las secuencias ortogonales 220 y 230, el registro de tiro para la posición de tiro 240 puede dividirse en registros separados para las posiciones (rO) y (r1) que corresponde a las fuentes de grupo separados 200 y 210 que encendieron las secuencias ortogonales 220 y 230. Los datos descodificados, agrupados juntos para cada posición de tiro, forman conjuntos de datos de polos múltiples. Los datos pueden ser utilizados en una multitud de aplicaciones. Por ejemplo, en el paso 524, se pueden llevar a cabo procesamientos de datos adicionales para aplicaciones deseadas, tales como calcular derivados en la parte de la fuente, respuestas de monopolo y similares. En el paso 526, se pueden llevar aplicaciones tales como eliminación de fantasmas verticales, interpolación horizontal y estereo-tomografía. Diagrama de Controlador La figura 6 ilustra un diagrama de bloque de un sistema que lleva cabo un estudio sísmico del procesamiento de los dados sísmicos de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. Un controlador general 610 puede incluir un controlador de fuente 612, un controlador de receptor 614, un generador de secuencias de código 616 y otros controladores 620. Cuando se prepara un plan de estudio sísmico, las posiciones de las fuentes y receptores pueden ser determinadas y dirigidas hacia el controlador de fuentes 612 y controlador de receptor 614. Las secuencias de código adecuadas pueden ser generadas a través del generador de código 616 y enviadas al controlador de fuente 612. El controlador de fuente 612 posteriormente puede activar las fuentes 622 en los tiempos adecuados. Los receptores 624 pueden registrar las respuestas debido a todas estas fuentes. Los datos recibidos pueden ser registrados en un aparato de almacenamiento 630 para procesamiento adicional. Los controladores referenciados anteriormente pueden ser colocados en el campo o integrados en otros componentes del sistema de estudio sísmico. Derivados en la parte de la Fuente Una vez que se han adquirido datos de dipolo o polos múltiples utilizando las tecnologías aquí descritas, se pueden calcular los derivados. Los derivados en la parte de la fuente a través de dos o más posiciones de fuentes pueden calcularse tomando las diferencias de dos funciones de Green (GF) y dividiendo entre la distancia entre las dos fuentes, tal como se expresa a través de la siguiente fracción: Si se requiere el gradiente en varias direcciones, entonces durante la adquisición, se pueden implementar pares de fuentes separados en las direcciones requeridas, tal como se describe en las figuras 2B-G. Los derivados de orden superior en una o varias direcciones, también pueden ser calculados sin se utilizaron en la adquisición tres o más formaciones de fuente. Por ejemplo, los datos de dipolo se pueden utilizar para generar datos derivados de primer grado. Los datos de tri-polo pueden ser utilizados para generar segundos derivados de grado. Los derivados de orden superior, los cuales pueden mejorar diversas aplicaciones de derivados en la parte de la fuente, también pueden ser generados. Respuesta de Monopolo Los datos de dipolo que producen los derivados de la parte de la fuente pueden ser altamente convenientes; sin embargo, también se debe obtener una respuesta de monopolo de calidad además de los datos de dipolo con el objeto de que los derivados en la parte de la fuente sean utilizados. Muchas aplicaciones utilizan el termino de orden más bajo, los datos de monopolo, y posteriormente utilizan los términos de orden más alto, tales como los derivados. Ya que los datos sísmicos descodificados en los registros individuales pueden ser más ruidosos que los datos de monopolo típicos, se puede derivar una respuesta de monopolo combinada para cada par o grupos de fuentes. Un método promedia los datos de dipolo o polo múltiple para calcular la respuesta de monopolo. Otro método para derivar los datos de dipolo utiliza Desconvolución Wiener en la respuesta combinada antes de la descodificación. En este método, todo el par o grupo puede ser considerado una fuente simple. La signatura de la fuente de monopolo puede ser la suma de los grupos de fuente activados en forma simultánea, y el tamaño efectivo del par/grupo de fuente de monopolo puede ser la distribución espacial de todas las fuentes individuales.

Los datos de monopolo derivados utilizando este método, pueden ser tan buenos como los datos adquiridos utilizando medios convencionales para recolectar los datos de monopolo. Eliminación de fantasma La eliminación de fantasma de un campo de onda generalmente se refiere al proceso de eliminar el campo de onda que va hacia abajo del campo de onda que va hacia arriba. Una técnica del arte anterior para eliminar fantasmas de datos en la parte de la fuente, clasifica los datos en grupos de receptor-comunes, invoca la reciprocidad que utiliza las funciones de Green translacionalmente en variantes. Sin embargo, esta técnica anterior puede requerir un espaciamiento de tiro denso, puede ser propenso a perturbación en la parte de la fuente, puede asumir una sub-superficie en variante lateral, puede asumir una superficie del mar plana y puede requerir una geometría de adquisición 3D ó 2D en línea. La mayoría de estas restricciones pueden evitar que cuando se lleva a cabo la eliminación de fantasmas utilizando el derivado en la parte de la fuente vertical obtenida utilizando las implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. Las ecuaciones para eliminar fantasmas pueden ser ya sea escritas en términos de presión hacia arriba y hacia abajo P o velocidad de partícula vertical V. Como un ejemplo, se describirá más adelante la expresión para eliminar fantasmas de P. La ecuación para la descomposición hacia arriba/hacia abajo o eliminación de fantasmas del campo de onda en el dominio del número de onda-frecuencia se puede escribir de la siguiente manera: en donde P° es la parte que va hacia abajo con fantasmas eliminados de la presión en la parte de la fuente (las letras mayúsculas denotan las expresiones de dominio de frecuencia-número ondas), P es la presión total, Vz es el componente vertical correspondiente de la velocidad de la partícula, kz, es el valor absoluto del número de ondas verticales (pueden expresarse en términos de frecuencia y número de ondas horizontales utilizando la relación de dispersión en agua) ? es la secuencia angular y p es la densidad del agua. El derivado de tiempo de Vz es proporcional al gradiente de presión vertical @ ZP a través de la ecuación de movimiento tal como Vz y puede calcularse a partir de los datos de gradiente de presión: v =- d.P. ÍO)p (2) Sustituyendo la Ecuación (2) en la Ecuación (1), la Ecuación (1) por consiguiente puede convertirse La Ecuación (3) puede aproximarse utilizando filtros compactos, de modo que también se pueden eliminar los fantasmas de los números de onda bajos. Aunque pueda ser de interés una mayor clase de filtros compactos en forma espacial, en la presente invención se describe una muy simple, la cual puede ser precisa únicamente para incidencia vertical (números de onda horizontales cero). La aproximación de incidencia vertical aplicada a la Ecuación (3) produce: en donde c es la velocidad del agua. El segundo término en los paréntesis de la Ecuación (3), ahora pueden ser interpretados en el dominio de tiempo-espacio como una versión escalada del derivado vertical de la presión integrada en el tiempo. La aproximación de la eliminación de fantasma en la parte de la fuente determinada por la ecuación (4), puede ser implementada en forma efectiva cuando se obtienen datos de dipolo o polo múltiple en la dirección Z utilizando las implementaciones de varias tecnologías aquí descritas; y cuando los datos de monopolo se derivan de los datos de dipolo obtenidos utilizando implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. El promedio de los tiros puede representarse mediante P y sus diferencias a ser dividida entre la separación en profanidad entre los tiros puede ser representada por el derivado de la parte de la fuente, @ ZP, el cual es preciso para distancias de separación pequeñas (por ejemplo 5m o menos). Aquí la distancia entre las posiciones de tiro debe reducirse debido a que las ondas se propagan casi verticales; y por consiguiente, el muestreo puede necesitar ser más fino cuando el derivado se calcula en la dirección vertical. Para la aplicación de la eliminación de fantasmas en la parte de la fuente, la reducción en la proporción de señal a ruido (S/N) debido a la ortogonalidad aproximada, puede ser mucho menos destructiva que las fuentes que ocupan la misma posición en el plano lateral, y por consiguiente excitar los mismos números de onda cuando se dispersa desde la sub-superficie. El error introducido por la separación insuficiente de las dos secuencias digitales durante la descodificación, puede ser similar al introducido por las imprecisiones en el calibrado de la fuente por naturaleza. Incluso con la imprecisión en la descodificación de los datos de dipolo o polo múltiple, la eliminación de fantasmas en la parte de la fuente puede ser normalmente más efectiva que otros métodos de la técnica anterior, tal como los mencionados anteriormente. Interpolación Horizontal Existen varias aplicaciones en donde la interpolación entre las posiciones de la fuente en el plano horizontal pueden ser de gran beneficio, tal como un estudio de repetición que transcurre con el tiempo que coteja a las posiciones de estudio de la línea de base, las eliminaciones múltiples relacionadas con la superficie (SRMEs) y similares. Por ejemplo, en un estudio sísmico que transcurre con el tiempo, las posiciones de tiro pueden no ser consistentes a través de los estudios. Aunque, la interpolación puede ser utilizada para calcular los datos de la posición de tiro de posiciones de tiro conocidas. Normalmente, la interpolación puede llevarse a cabo utilizando únicamente datos de monopolo. Sin embargo, los resultados de interpolación pueden ser aumentados cuando los datos de polos múltiples recolectados utilizando las tecnologías descritas en la presente invención, pueden ser utilizados para interpolación además de los datos de monopolo. El ruido en los datos puede restringir la distancia de interpolación. La figura 7 ilustra un ejemplo de interpolación utilizando datos de tres posiciones de tiro obtenidas de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. En la figura 7, la posición de la fuente, Z, puede ser interpolada entre tres posiciones de tiro conocidos, A, B y C. Cada posición de fuente A, B y C puede consistir en un par de grupos de fuentes codificadas utilizando secuencias ortogonales, de modo que se puedan calcular los derivados tanto en la dirección X y Y. La posición de la fuente Z posteriormente puede ser interpolada de los datos, tal como se describe a continuación: Utilizando una expansión de 'Dutch' Taylor, se puede derivar la siguiente fórmula para interpolar a partir de cada posición de la fuente, P, (x + Ar, v + Ay) = f (x, y) + ^ {AxdtP(x, y) + Ayd vP(x, y)} (5).

Utilizando ponderación baricéntrica, se pueden combinar las tres interpolaciones de cada posición de la fuente para proporcionar el estimado mediante la interpolación del punto Z P¿ =aPIA +bPlí +cPlc en donde a, b y c son las áreas mostradas en la figura 7. Si se desea una interpolación más precisa, entonces se pueden codificar y descodificar más puntos de fuentes para generar más datos de la parte de la fuente. Con estas interpolaciones, las ubicaciones exactas de las fuentes se vuelven menos importantes lo cual facilita la demanda de precisión en las ubicaciones de navegación y franjas de la embarcación. Esto también puede alargar la temporada de estudio sísmico, la cual con frecuencia se limita por el clima y otras condiciones de navegación. Las figuras 8A-B ilustran la tolerancia al ruido de la interpolación en el espectro uretano típico utilizando datos de dipolo y monopolo. El desempeño de interpolación se probó utilizando datos de simulación. La amplitud de una onda plana puede calcularse en puntos a lo largo de una línea x para variar la frecuencia entre 0-50Hz y los ángulos de incidencia de 0-40 grados. Esto permitió que se interpolaran los puntos a lo largo de la línea utilizando las amplitudes calculadas de los extremos de la línea. Estos puntos interpolados, posteriormente se compararon con el valor calculado real en el punto central de la línea. La diferencia entre el valor absoluto del resultado interpolado y el valor absoluto del resultado calculado, se determinó para cada tiempo y secuencia y se integró en el período de la onda. El resultado fue normalizado mediante el resultado calculado inicial, de modo que un error de un porcentaje entre el resultado calculado y el resultado interpolado para cada frecuencia, fue determinado simplemente mediante multiplicación por 100. Con el objeto de determinar en que forma también se desempeña esta interpolación con niveles de ruido que puedan ser esperados en los datos descodificados que se pueden utilizar para calcular los derivados espaciales, los valores fueron extraídos para distribuciones Gaussiano con un cero promedio y una desviación estándar igual al nivel de ruido esperado. En el caso de la respuesta de monopolo, este nivel de ruido puede ser de 0.0075; y en el caso de los puntos utilizados para determinar la respuesta de dipolo, el nivel de ruido puede ser de 0.25. Estos son niveles de vida normalizados. Las interpolaciones se llevaron a cabo 200 veces, de modo que la desviación estándar del resultado final puede determinarse para 200 realizaciones del ruido Gaussiano. En las figuras 8A-B, la línea sólida representa el caso libre de ruido para la diferencia de porcentaje entre el valor esperado y el valor interpolado. Las líneas punteadas demuestran el ruido esperado y son el resultado más y menos de la desviación estándar determinada para las 200 realizaciones de ruido Gaussiano. En la figura 8A, se muestran los resultados utilizando datos de monopolo y dipolo. En los ángulos incidentales pequeños (< 5 grados) o bajas frecuencia (< 20 Hz), son muy pequeños los errores de interpolación. Incluso con ruido en el 25%, los errores aún son relativamente pequeños, menores al 10% y tolerables. Cuando la frecuencia o ángulo de incidencia incrementa, el error en la interpolación puede incrementar. En la figura 8B, se muestran únicamente los resultados utilizando ambos datos de monopolo. Tal como se muestra, el error de interpolación utilizando datos de monopolo puede ser mucho peor que el que resulta utilizando tanto datos de monopolo como dipolo, especialmente para frecuencias mayores y ángulos incidentes más grandes. Por ejemplo, en aproximadamente una tolerancia de error del 10%, el rango utilizado utilizando datos de monopolo es menor a aproximadamente a 30 Hz y menos a un ángulos incidente de 5 grados o menos de aproximadamente 7 Hz en un ángulo incidente de 20 grados. Para la misma tolerancia de error del 140%, el rango utilizable utilizando datos de monopolo y dipolo es de hasta 40 Hz en un ángulo incidente de 10 grados o hasta 18 Hz en un ángulo incidente de 20 grados. Los datos de monopolo combinados con los datos de dipolo proporcionan resultados de interpolación superiores incluso en niveles de ruido mucho más altos. Los resultados de la prueba muestran que utilizando datos descodificados de un conjunto de datos codificado, es posible mejorar una interpolación de monopolo simple entre dos posiciones de fuentes, incluso aunque el ruido introducido en el resultado pueda ser mayor en el caso del dipolo. Generación de Imágenes Se puede mejorar o hacerse posibles diversas aplicaciones de generación de imágenes utilizando los datos de monopolo y polo múltiple obtenidos de acuerdo con implementaciones de varias las tecnologías aquí descritas. Por ejemplo, la estereo-tomografía puede llevarse a cabo utilizando derivados tanto de la parte de la fuente como de la parte del receptor. Atenuación de Ruido de Tiro Residual En un estudio sísmico marino típico, la fuente puede ser encendida conforme pasa sobre posiciones de tiro definidas previamente, denominado "tiro en posición". Estas posiciones de tiro normalmente pueden estar separadas por distancias iguales en una cuadrícula. La distancia entre las posiciones de tiro normalmente puede ser dictada por el tiempo aproximado requerido entre tiros. Sin embargo cuando se lleva a cabo el estudio, ya que se define en las posiciones de tiro, el intervalo de tiempo real entre tiros puede variar conforme varía la velocidad de la embarcación debido al viento, corrientes, olas y similares. El período de tiempo que contiene datos útiles de un tiro, el cual puede ser denominado la duración de interés, puede ser de aproximadamente 6 segundos o menor. Sin embargo, se puede requerir más tiempo para la onda sísmica del tiro previo, denominado ruido de tiro residual, para atenuarse hasta un nivel aceptable. Debido al ruido de tiro residual, los tiros normalmente pueden ser disparados aproximadamente cada 10 segundos para proporcionar un tiempo suficiente para que el ruido de tiro residual se disipe sustancialmente. Ya que la velocidad más baja de la embarcación es de aproximadamente 2.5 metros por segundo, la distancia entre los tiros normalmente es de 25 metros. Si el tiempo, y por consiguiente, la distancia entre los tiros pudiera reducirse, se podría logar una mayor resolución de imagen, así como muchos otros beneficios. La figura 9 ilustra un diagrama simple del ruido de tiro residual. Tal como se mencionó brevemente anteriormente, el ruido de tiro residual generalmente restringe el tiempo y la distancia entre los tiros. En un estudio sísmico, la fuente puede ser encendida en un tiempo igual a t1 tal como se representa por el pico en el tiro 1. Los receptores pueden comenzar a registrar una onda sísmica 10 en respuesta al tiro 1 en el tiempo, t2, después de que se disparó un tiro. Esta onda sísmica 10 puede atenuarse, o ser más pequeña con el tiempo.

En algún tiempo, t3, la siguiente fuente de adquisición puede ser encendida tal como se representa por el pico en el tiro 2. Los receptores pueden comenzar a registrar una onda sísmica 20 en respuesta al tiro 2 en el tiempo t4. Sin embargo, en el tiempo t4, los receptores aún pueden registrar una parte de la onda sísmica 10 que todavía resuena desde el tiro previo. Esta atenuación de la onda sísmica 10 del tiro previo, puede considerarse como ruido cuando se evalúa la respuesta de campo de onda sísmica 20 del segundo tiro, el tiro de interés, y puede ser referida como el ruido de tiro residual. La parte de la onda sísmica que contiene la información deseable puede ser denominada la señal. El ruido es de información indeseable que normalmente acompaña a la señal. La figura 10, ilustra un diagrama de flujo de un método 1000 para reducir el ruido de tiro residual durante procesamiento de datos sísmicos de acuerdo con implementaciones de varias técnicas aquí descritas. Varias implementaciones pueden requerir que el tiempo de disparo de cada tiro sea registrado con precisión en el orden de milisegundos. Las figuras 11A-F ilustran la metodología ilustra en la figura 10 utilizando una onda de atenuación para ilustrar los datos sísmicos registrados en respuesta a cada tiro. La figura 11A ilustra un ejemplo simplificado de los datos sísmicos en respuesta a los tiros 98, 99 y 100. En el paso 1010, los datos sísmicos pueden ser separados en registros de tiro sincronizando los datos sísmicos con referencia al tiempo de disparo de cada tiro en un tiempo igual a cero. Por ejemplo, el registro de tiro del tiro 100, contiene los datos sísmicos en respuesta al tiro 100 y comienza en el tiro de tiempo 100 cuando fue disparado y continúa durante la duración de interés, normalmente 6 segundos o menos. La figura 11B ilustra un ejemplo simplificado de los datos sísmicos sincronizados del tiro 100 con un tiempo igual a cero en el tiempo de disparo del tiro 100, representados por el pico. Aunque la duración de interés se describe en la presente invención normalmente siendo como de 6 segundos o menos, deberá quedar entendido que en algunas implementaciones que en algunas implementaciones la duración de interés puede ser de menos de 6 segundos, tal como de aproximadamente 2 segundos hasta aproximadamente 6 segundos, o mayor a 6 segundos, tal como de aproximadamente 6 segundos hasta aproximadamente 10 segundos. En una implementación, se puede aplicar un filtro de coherencia lateral para los datos sísmicos de cada tiro, para aumentar la imagen sísmica del tiro. El filtro de coherencia lateral puede ser aplicado en el dominio de compensación común. En el paso 1020, los datos sísmicos nuevamente pueden ser sincronizados, aunque ahora con referencia al tiempo de disparo del tiro previo en un tiempo igual a cero. Aquí, el registro sísmico será expandido durante un período de tiempo más largo por ejemplo, el tiempo desde el tiro previo a través de la duración de interés del tiro de interés. La figura 11C ilustra un ejemplo simplificado de los datos sísmicos del tiro 100 sincronizados con referencia al tiempo de disparo del tiro previo 99. En el paso 1030, se puede aplicar un filtro de coherencia lateral a los datos sísmicos de cada tiro para aumentar la imagen sísmica del tiro. Nuevamente, el filtro de coherencia lateral en el dominio de compensación común puede aplicarse. En esta forma, la respuesta debido al tiro previo puede ser aumentada y la respuesta debido al tiro de interés, puede ser minimizada. La figura 11D ilustra el resultado de aplicar el filtro de coherencia lateral a los datos sísmicos del tiro 100 que han sido referenciados para el tiempo de disparo del tiro 99. La señal del tiro 100 puede ser eliminada por el filtro como ruido coherente, en tanto que la señal del tiro 99 puede ser retenida como una señal coherente. Se podrá observar que este proceso invierte la meta de aislar el tiro 100, el tiro de interés, con el objeto de eliminar en forma más efectiva el ruido, tiro 99, en el paso 1050 que se encuentra más adelante. Ya que la respuesta debido al tiro previo 99 puede considerarse ruido de tiro residual con respecto a los datos sísmicos del tiro 100, el cual es el tiro de interés, el ruido de tiro residual que afecta el tiro de interés puede ser aislado. Por consiguiente, en el paso 1040, los datos sísmicos del paso 1030, el ruido de tiro residual aislado, pueden ser re-sincronizados nuevamente con referencia al tiro de tiempo del disparo de interés. En efecto, la parte del ruido de tiro residual que ocurre después de que el tiro de interés ha sido disparado será seleccionada, tal como se ilustra en la figura 11. En el paso 1050, los datos del ruido de tiro residual del paso 1040 (figura 11E) pueden ser sustraídos de los datos sincronizados originales del paso 1010 (figura 11B), dejando un registro de reducido en ruido del tiro de interés tal como se ilustra en la figura 11 F . En el paso 1060, los datos reducidos en ruido pueden ser procesados para producir la imagen sísmica. En una implementación, se puede llevar a cabo un estudio sísmico marino típico para adquirir datos sísmicos. Los tiempos de disparo pueden ser registrados en forma precisa para utilizarse en el procesamiento. Posteriormente los datos sísmicos pueden ser procesados utilizando el método descrito en la figura 10. En otra implementación, la eliminación del ruido del tiro residual puede aumentarse en forma adicional utilizando tiempos de tiro definidos previamente, además de las posiciones del tiro definidas previamente. Aunque los tiempos del tiro pueden estar en intervalos de tiempo regulares, tal como cada 6s, los tiempos de tiro pueden ser seleccionados de modo que se pueda aumentar la coherencia. En general, los filtros de coherencia pueden desempeñarse mejor con intervalos de tiempo entre tiros que son diferentes, pero definidos. Por ejemplo, el intervalo de tiempo entre tiros puede ser incrementado gradualmente por unos cuantos milisegundos por tiro, de modo que el ruido de tiro residual pueda aparecer como datos con un movimiento definido y de no cero. En una implementación , los intervalos de tiempo pueden ser como se Índica a continuación: 6s, 6s + 4ms, 6s + 8ms y así sucesivamente. El ruido de tiro residual, por consiguiente puede tener una pendiente diferente que la señal de interés. Se puede emplear cualquier método para variar la sincronización de tiros, incluyendo incrementar o disminuir el intervalo de tiempo entre tiros y similares. Aunque los estudios sísmicos normalmente se llevan a cabo con posiciones de tiro definidas previamente, algunos estudios se llevan a cabo con tiempos de tiro definidos previamente. Sin embargo, actualmente no se emplea un método que defina previamente tanto la posición de tiro como el tiempo del tiro. Para lograr un estudio sísmico marino, en el cual se puedan controlar tanto el tiempo como la ubicación de los tiros, puede ser necesario controlar de manera estrecha la velocidad de la embarcación que arrastra las franjas de receptores. Las fuentes pueden ser encendidas precisamente en los tiempos correctos, y la velocidad de la embarcación puede ajustarse de modo que las posiciones del tiro coincidan con las posiciones de tiro definidas previamente dentro de una tolerancia de aproximadamente 2.5 metros de la posición planeada. El sistema de control que restringe la posición del tiro puede controlar la velocidad de la embarcación. La distancia entre tiros puede ser proporcionada a la velocidad promedio de la embarcación durante el intervalo de tiempo de tiro. Por ejemplo, si los puntos de tiro se encontró que fallan progresivamente arriba de las posiciones nominales, se puede reducir la velocidad de la embarcación. Los datos sísmicos recolectados, posteriormente pueden ser procesados utilizando el método descrito en la figura 10. El método de la figura 10, se puede utilizar para separar fluido de tiro residual de la señal. Si el ruido de tiro residual puede eliminarse o reducirse, se puede reducir el tiempo entre tiros del intervalo de 10 segundos típico. El tiempo entre tiros puede ser acortado a la duración de interés, normalmente aproximadamente 6 segundos. Si la separación del tiro residual es altamente efectiva, el tiempo entre los tiros puede ser incluso más corto de modo que se puedan traslapar las duraciones de interés. La disminución de tiempo entre tiros puede dar como resultado distancias más pequeñas entre los tiros, una resolución de imagen incrementada, tiempo reducido para el término del estudio, y similares. La figura 12, ilustra un método para generar una imagen de diferencia que transcurre con el tiempo de acuerdo con implementaciones de varias técnicas aquí descritas. En un estudio sísmico que transcurre con el tiempo, se puede llevar a cabo un estudio de repetición en el mismo lugar que un estudio de línea de base previo con el propósito de comparar las imágenes producidas por los dos estudios. Las imágenes pueden ser sustraídas para crear la imagen de diferencia que transcurre con el tiempo. La imagen de diferencia que transcurre con el tiempo representa cualquier cambio a las capas de la sub-superficie, desde que se llevó a cabo el último estudio. Por ejemplo, la diferencia en imagen puede revelar los lugares en los cuales se ha movido el contacto de aceite y agua lo que indica que áreas del aceite han sido bombeadas. Si el contacto de aceite y agua no cambia en todas las áreas esperadas del depósito, se puede instalar otro depósito para una derivación en dicha área. Utilizando los métodos actuales, el ruido de tiro residual puede contribuir al ruido del fondo de la imagen de diferencia que transcurre con el tiempo debido a que el ruido de tiro residual puede no ser coherente entre los dos estudios. En el paso 1210, se puede llevar a cabo un estudio sísmico de línea de base en donde los tiempos de tiro se registren en forma precisa. El estudio de línea de base puede conducirse con cualesquiera intervalos de tiempo variantes entre tiros, ya sea constantes, en incremento, en disminución y similares, tal como se describe en los párrafos anteriores. En el paso 1220, después de cierto período de tiempo, se puede llevar a cabo un estudio de repetición utilizando los mismos tiempos de tiro para una precisión menor a 4 ms, y aproximadamente las mismas posiciones de tiro. Las posiciones de tiro de repetición pueden estar dentro de aproximadamente 2.5 metros de las posiciones de tiro de la línea de base. En el paso 1230, los datos sísmicos de los dos estudios pueden ser procesados. Los datos sísmicos pueden ser procesados a través de cualquier método, siempre que ambos grupos de datos sísmicos se procesen en la misma forma. En el paso 1240, las imágenes resultantes de cada estudio pueden ser sustraídas, y la diferencia en los estudios representa el cambio con el tiempo. Ya que el ruido de tiro residual de ambos estudio debe ser muy similar, la mayoría se sustraerá o cancelará. Por consiguiente, el ruido de tiro residual en la imagen de diferencia que trascurre con el tiempo resultante, puede reducirse en forma significativa. La figura 13, ilustra un método para adquirir y procesar datos sísmicos utilizando secuencias ortogonales para reducir el ruido de tiro residual. En el paso 1310, se pueden seleccionar al menos dos secuencias mutuamente ortogonales. En el paso 1320, se puede llevar a cabo un estudio sísmico utilizando las secuencias ortogonales en tiros alternos. Por ejemplo, el tiro 99 puede ser disparado de acuerdo con la secuencia ortogonal A; posteriormente el tiro 100 puede ser disparado con la secuencia ortogonal B. El tiro 101 posteriormente puede ser disparado con la secuencia A y así sucesivamente. En el paso 1330, la respuesta a cada tiro puede ser separada del ruido del tiro residual, que resulta del tiro previo, descodificando las respuestas de acuerdo con implementaciones de varias tecnologías aquí descritas. Por ejemplo, el registro de tiro del tiro 100 puede correlacionarse con las secuencias ortogonales A y B, para aislar la señal del tiro 100 y el ruido del tiro 99. En el paso 1340, los datos de señal reducidos en ruido pueden ser procesados para producir una imagen sísmica. Aunque se utilizaron dos secuencias ortogonales en esta ilustración, se pueden utilizar más secuencias ortogonales. En otra ¡mplementación, los métodos descritos en las figuras 10 y 13 pueden ser combinados. Por ejemplo, se pueden utilizar secuencias ortogonales además de restringir los tiempos de tiro y las posiciones del tiro. En esta forma, los datos adquiridos pueden ser separados utilizando las secuencias ortogonales. Posteriormente, el método descrito en la figura 10 puede ser utilizado para reducir en forma adicional el ruido de tiro residual en los datos sísmicos. La figura 14 ilustra una red de computadora 1400, la cual se pueden implementar las implementaciones de las diversas tecnologías aquí descritas. La red de cómputo 1400 puede incluir una computadora de sistema 1430, la cual puede ser implementada como cualquier computadora personal o servidor convencionales. Sin embargo, los expertos en la técnica apreciarán que se pueden practicar en otras configuraciones del sistema de computadora implementaciones de varias de las tecnologías aquí descritas, incluyendo servidores de protocolo de transferencia de hipertexto (HTTP), aparatos portátiles, sistemas de procesador múltiple, electrónicas de consumidor programables o a base de microprocesador, PCs de red, minicomputadoras, computadoras centrales y similares. La computadora de sistema 1430 pueden estar en comunicación con dispositivos de almacenamiento de disco 1429, 1431, y 1433, los cuales pueden ser dispositivos de almacenamiento de disco duro externos. Se contempla que los dispositivos de almacenamiento en disco 1429, 1431, y 1433 sean unidades de disco duro convencionales, y por lo tanto, serán implementadas por medio de una red de área local o mediante acceso remoto. Por supuesto, aunque los aparatos de almacenamiento en disco 1429, 1431, y 1433 se ilustran como aparatos separados, también se puede utilizar un solo aparato de almacenamiento en disco para almacenar cualesquiera y todas las instrucciones del programa, datos de medidas y resultados, según se desee. En una implementación, los datos sísmicos de los receptores pueden ser almacenados en el dispositivo de almacenamiento en disco 1431. La computadora del sistema 1430 puede recuperar los datos adecuados del dispositivo de almacenamiento en disco 1431 para procesar datos sísmicos de acuerdo con instrucciones del programa que corresponden a implementaciones de varias de las tecnologías aquí descritas. Las instrucciones del programa pueden ser descritas en un lenguaje de programación en computadora, tal como C + + , Java y similares. Las instrucciones del programa se pueden almacenar en un medio legible en computadora, tal como un dispositivo de almacenamiento en disco del programa 1433. Dicho medio legible en computadora puede incluir medios de almacenamiento en computadora y medios de comunicación. Los medios de almacenamiento en computadora pueden incluir medios volátiles y no volátiles, y removibles y no removibles implementados en cualquier método o tecnología para almacenamiento de información, tal como instrucciones de giros en computadora, estructuras de datos, módulos de programa y otros datos. Los medios de almacenamiento en computadora pueden incluir además RAM, ROM, memoria únicamente de lectura programable, borrable (EPROM), memoria únicamente de lectura programable, eléctricamente borrable (EEPROM), memoria flash u otra tecnología de memoria de estado sólido, CD-ROM, discos versátiles digitales (DVD), u otro almacenamiento óptico, cartuchos magnéticos, cintas magnéticas, almacenamiento en disco magnético u otro dispositivo de almacenamiento magnético o cualquier otro medio que puede ser utilizado para almacenar información deseada, y el cual pueda ser accesado a través del sistema de cómputo 100. Los medios de comunicación pueden representar instrucciones legibles en computadora, estructuras de datos, módulos de programa u otros datos en una señal de datos modulada, tal como una onda transportadora u otro mecanismo de transporte y pueden incluir cualquier medio de suministro de información. El término "señal de datos modulada" puede significar una señal que tiene una o más de sus características ajustadas o cambiadas de tal forma que se codifique la información en la señal. A manera de ejemplo, y no de limitación, los medios de comunicación pueden incluir un medio cableado, tal como una red cableada o conexión cableada directa, y medios inalámbricos tales como medios acústicos, RF, infrarrojos y otros medios inalámbricos. Las combinaciones de cualesquiera de los anteriores pueden incluirse dentro del alcance de los medios legibles en computadora. En una implementación, la computadora del sistema 1430 puede presentar una salida principalmente en una pantalla de gráficos 1427, o como alternativa mediante una impresora 1428. La computadora del sistema 1430 también puede almacenar los resultados de los métodos descritos anteriormente en el almacenamiento en disco 1429, para uso posterior y análisis adicional. El teclado 1426 y el dispositivo de señalización (por ejemplo un ratón, esfera de control, o similar) 1425 puede ser abastecido con la computadora del sistema 1430 para permitir una operación interactiva.

La computadora del sistema 1430 puede localizarse en un centro de datos remoto de la región de estudio. La computadora del sistema 1430 puede estar en comunicación con los receptores (ya sea directamente o a través de una unidad de registro, no mostrada) para recibir señales que indican la energía sísmica reflejada. Estas señales, después del formateo convencional y otro procesamiento inicial, pueden ser almacenadas por la computadora del sistema 1430 como datos digitales en el almacenamiento en disco 1431 para la recuperación y procesamiento subsecuente en la forma descrita anteriormente. Aunque la figura 14 ilustra el almacenamiento en disco 1431 como directamente conectado a la computadora del sistema 1430, también se contempla que el dispositivo de almacenamiento en disco 1431 pueda ser accesible a través de una red de área local o mediante acceso remoto. Además, aunque los dispositivos de almacenamiento en disco 1429, 1431 se ilustran como aparatos separados para almacenar datos sísmicos de entrada y resultados de análisis, los dispositivos de almacenamiento en disco 1429, 1431 pueden ser implementados dentro de una unidad de disco simple (ya sea junto con o separado del dispositivo de almacenamiento en disco del programa 1433) o en cualquier otra forma convencional, tal como lo comprenderán totalmente los expertos en la técnica, que tienen referencia a esta especificación. Aunque las diversas tecnologías aquí mencionadas fueron descritas en referencia a estudios sísmicos marinos, las diversas tecnologías aquí descritas también pueden ser aplicables a un estudio sísmico en tierra, estudio sísmico en cama marina u otros, en donde se pueden adquirir datos de dipolo o multipolo. Aunque lo anterior se dirige a implementaciones de varias de las tecnologías aquí descritas, se pueden considerar otras implementaciones así como adicionales sin apartarse del alcance básico de las mismas, el cual puede ser determinado por las reivindicaciones que se encuentran a continuación. Aunque el asunto o materia ha sido descrito en un lenguaje especifico de características estructurales y/o acciones metodológicas, quedará entendido que el asunto o materia definida en las reivindicaciones adjuntas no se limita necesariamente a las características o acciones específicas descritas anteriormente. Más bien, las características y acciones específicas descritas anteriormente, se describen como formas de ejemplo para implementar las reivindicaciones.

Claims (40)

1. REIVINDICACIONES 1. Un método para adquirir datos sísmicos, en donde el método comprende: emitir una primer señal de fuente con base en una primera secuencia de activación; emitir una segunda señal de fuente con base en una segunda secuencia de activación que es ortogonal a la primera secuencia de activación; registrar datos sísmicos en respuesta a la primera señal de fuente y en respuesta a la segunda señal de fuente; y descodificar los datos sísmicos con base en la primera secuencia de activación y la segunda secuencia de activación.
2. 2. El método tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque la correlación cruzada entre la primera secuencia de activación y la segunda secuencia de activación es de aproximadamente de cero sustancialmente para todos los cambios de tiempo.
3. 3. El método tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque la auto-correlación de una de la primera secuencia de activación y la segunda secuencia de activación es de aproximadamente uno para un cambio de tiempo cero, y aproximadamente de cero para todos los otros cambios de tiempo.
4. 4. El método tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque la primera señal de fuente y la segunda señal de fuente se activan a través de un grupo de fuentes que tiene una pluralidad de fuentes.
5. 5. El método tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque la primera señal de fuente es activada a través de un primer grupo de fuentes que tiene una pluralidad de fuentes, y la segunda señal de fuentes es activada por un segundo grupo de fuentes que tiene una pluralidad de fuentes.
6. 6. El método tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: asignar la primera secuencia de activación a un primer grupo de fuentes en una formación de fuentes; y asignar la segunda secuencia de activación a un segundo grupo de fuentes en la formación de fuentes.
7. 7. El método tal como se describe en la reivindicación 6, caracterizado porque comprende además: activar cada fuente en el primer grupo de fuentes de acuerdo con la primera secuencia de activación; y activar cada fuente en el segundo grupo de fuentes de acuerdo con la segunda secuencia de activación.
8. 8. El método tal como se describe en la reivindicación 6, caracterizado porque la descodificación de los datos sísmicos comprende correlacionar los datos sísmicos con la primera secuencia de activación para generar únicamente datos sísmicos que correspondan al primer grupo de fuentes.
9. 9. El método tal como se describe en la reivindicación 6, caracterizado porque la descodificación de los datos sísmicos comprende correlacionar los datos sísmicos con la segunda secuencia de activación para generar únicamente datos sísmicos que correspondan al segundo grupo de fuentes.
10. 10. El método tal como se describe en la reivindicación 6, caracterizado porque comprende además colocar cada fuente en el primer grupo de fuentes de acuerdo con la primera secuencia de activación.
11. 11. El método tal como se describe en la reivindicación 6, caracterizado porque comprende además colocar cada fuente en el segundo grupo de fuentes de acuerdo con la segunda secuencia de activación.
12. 12. El método tal como se describe en la reivindicación 6, caracterizado porque comprende además seleccionar un tipo de fuente para cada fuente en el primer grupo de fuentes y el segundo grupo de fuentes, en donde el tipo de fuente es uno de una fuente positiva, una fuente negativa, o una fuente no activa .
13. 13. El método tal como se describe en la reivindicación 12, caracterizado porque la fuente positiva es una pistola de aire, una fuente de inyección de vapor o una explosión.
14. 14. El método tal como se describe en la reivindicación 12, caracterizado porque la fuente negativa es una pistola de agua.
15. 15. El método tal como se describe en la reivindicación 1, caracterizado porque al menos una de la primera secuencia de activación y la segunda secuencia de activación, comprenden al menos uno de activación positiva, activación negativa o no activación.
16. 16. El método tal como se describe en la reivindicación 6, caracterizado porque el primer grupo de fuentes está separado del segundo grupo de fuentes con una fracción de la longitud de onda mínima de una de la primera señal de fuente y la segunda señal de fuente.
17. 17. El método tal como se describe en la reivindicación 6, caracterizado porque comprende además derivar los derivados de la parte de la fuente de los datos sísmicos descodificados.
18. 18. El método tal como se describe en la reivindicación 17, caracterizado porque los derivados de la parte de la fuente comprenden al menos uno de derivados en línea horizontales, derivados de línea cruzada horizontales y derivados verticales.
19. 19. El método tal como se describe en la reivindicación 18, caracterizado porque comprende además eliminar los fantasmas utilizando derivados verticales.
20. 20. El método tal como se describe en la reivindicación 17, caracterizado porque comprende además uno de interpolar datos sísmicos o derivar una estereo-tomografía utilizando derivados de la parte de la fuente.
21. 21. Un sistema de adquisición de datos sísmicos, caracterizado porque comprende: un primer grupo de fuentes que tiene una pluralidad de fuentes sísmicas ajustadas en el mismo, de acuerdo con una primera secuencia de activación; un segundo grupo de fuentes que tiene una pluralidad de fuentes sísmicas ajustadas en el mismo, de acuerdo con una segunda secuencia de activación; y un controlador de fuente acoplado al primer grupo de fuentes y la segundo grupo de fuentes, en donde el controlador de fuentes está configurado para activar cada fuente sísmica en el primer grupo de fuentes de acuerdo con la primera secuencia de activación y cada fuente sísmica en el segundo grupo de fuentes de acuerdo con la segunda secuencia de activación, en donde la primera secuencia de activación es ortogonal a la segunda secuencia de activación.
22. 22. El sistema de adquisición de datos sísmicos tal como se describe en la reivindicación 21, caracterizado porque comprende además: una pluralidad de receptores sísmicos configurados para registrar los datos sísmicos en respuesta a la activación del primer grupo de fuentes y el segundo grupo de fuentes; un controlador de receptor acoplado a los receptores sísmicos, en donde el controlador de receptor está configurado para controlar la operación de los receptores sísmicos.
23. 23. El sistema de adquisición de datos sísmicos tal como se describe en la reivindicación 21, caracterizado porque comprende además un procesador de datos acoplado al primer grupo de fuentes, el segundo el grupo de fuente y los receptores sísmicos, en donde el sistema de adquisición de datos lleva a cabo el método tal como se describe en cualesquiera de las reivindicaciones de la 1 a la 20.
24. 24. El sistema de adquisición de datos sísmicos tal como se describe en la reivindicación 21, caracterizado porque comprende además un procesador de datos acoplado al primer grupo de fuentes, el segundo el grupo de fuente y los receptores sísmicos, en donde el procesador de datos está configurado para correlacionar los datos sísmicos registrados con una de la primera secuencia de activación y la segunda secuencia de activación para generar únicamente datos sísmicos que correspondan a uno del primer grupo de fuentes y el segundo grupo de fuentes.
25. 25. Un método para procesar datos sísmicos, caracterizado porque: procesar datos sísmicos adquiridos utilizando un método tal como se describe en cualesquiera de las reivindicaciones de la 1-
26. 26. Un sistema de computadora que comprende: un procesador; y una memoria que comprende instrucciones de programa ejecutables por el procesador pueda llevar a cabo el método tal como se describe en la reivindicación 25.
27. 27. Un método para generar y aplicar derivados en la parte de la fuente, caracterizado porque: adquirir una respuesta a una primera fuente sísmica y una respuesta a una segunda fuente sísmica en una pluralidad de ubicaciones de fuente; derivar un derivado de la parte de la fuente de la respuesta para la primera fuente sísmica y la respuesta a la segunda fuente sísmica para cada ubicación de la fuente; y aplicar los derivados de la parte de la fuente.
28. 28. El método tal como se describe en la reivindicación 27, caracterizado porque la primera fuente sísmica y la segunda fuente sísmica están colocadas dentro de una distancia que fluctúa de aproximadamente 3 metros hasta aproximadamente 15 metros.
29. 29. El método tal como se describe en la reivindicación 27, caracterizado porque la aplicación de los derivados de la parte de la fuente comprende al menos uno de una interpolación en la parte de la fuente vertical, interpolación en línea en la parte de la fuente horizontal, interpolación de línea cruzada en la parte de la fuente horizontal, eliminación de fantasmas en la parte de la fuente, generación de imágenes o estereo-tomografía sísmica.
30. 30. El método tal como se describe en la reivindicación 27, caracterizado porque la adquisición de la respuesta a la primera fuente sísmica y la respuesta a la segunda fuente sísmica en la pluralidad de ubicaciones de fuente, comprenden: codificar la primera fuente sísmica y la segunda fuente sísmica con códigos ortogonales; y descodificar la primera fuente sísmica y la segunda fuente sísmica con los códigos ortogonales.
31. 31. Un método para minimizar el ruido de tiro residual de los datos sísmicos, caracterizado porque comprende: (a) sincronizar los datos sísmicos con referencia al tiempo de disparo de un primer disparo en un tiempo igual a cero; (b) sincronizar los datos sísmicos con referencia al tiempo de disparo de un segundo disparo en un tiempo igual a cero, en donde el primer disparo se activa después de la activación del segundo disparo; (c) aplicar un filtro de coherencia lateral a los datos sísmicos creados en el paso (b); (d) sincronizar los datos sísmicos creados en el paso (c) con referencia al tiempo de disparo del primer disparo en un tiempo igual a cero, y (e) sustraer los datos sísmicos creados en el paso (d) de los datos sísmicos creados en el paso (a).
32. 32. El método tal como se describe en la reivindicación 31, caracterizado porque el filtro de coherencia lateral se aplica en el paso (c) para aumentar los datos sísmicos en respuesta al segundo tiro y minimizar los datos sísmicos en respuesta al primer tiro.
33. 33. El método tal como se describe en la reivindicación 31, caracterizado porque del paso (b) al paso (d) están configurados para aislar un ruido de tiro residual en respuesta al segundo tiro que afecta los datos sísmicos en respuesta al primer tiro.
34. 34. El método tal como se describe en la reivindicación 31, caracterizado porque el filtro de coherencia lateral se aplica en el dominio de compensación común.
35. 35. El método tal como se describe en la reivindicación 31, caracterizado porque comprende además aplicar un filtro de coherencia lateral a los datos sísmicos creados en el paso (a).
36. 36. El método tal como se describe en la reivindicación 31, caracterizado porque el tiempo de disparo del primer tiro y el tiempo de disparo del segundo tiro son determinados previamente a la adquisición.
37. 37. Un método para generar una imagen de diferencia que transcurre con el tiempo, caracterizado porque comprende: llevar a cabo un primer estudio sísmico; llevar a cabo un segundo estudio sísmico después de que ha transcurrido una cantidad de tiempo predetermina entre el primer estudio sísmico y el segundo estudio sísmico, en donde los tiempos de tiro y las posiciones de tiro del segundo estudio sísmico son sustancialmente iguales a los tiempos de tiro y las posiciones de tiro del primer estudio sísmico; procesar datos sísmicos generados por el primer estudio sísmico para generar una primera imagen; procesar datos sísmicos generados a través del segundo estudio sísmico para generar una segunda imagen; y computarizar la diferencia entre la primera imagen y la segunda imagen.
38. 38. El método tal como se describe en la reivindicación 37, caracterizado porque los tiempo de tiro del segundo estudio sísmico están dentro de 4 ms o menos de los tiempos de tiro del primer estudio sísmico.
39. 39. El método tal como se describe en la reivindicación 37, caracterizado porque las posiciones de tiro del segundo estudio sísmico están dentro de 2.5 metros o menos de las posiciones de tiro del primer estudio sísmico.
40. 40. El método tal como se describe en la reivindicación 37, caracterizado porque los tiempos de tiro del segundo estudio sísmico están dentro de los 4 ms o menos de los tiempos de tiro del primer estudio sísmico y las posiciones de tiro del segundo estudio sísmico están dentro de 2.5 metros o menos de las posiciones de tiro del primer estudio sísmico.