MX2010005019A - Metodo para el calculo de atributos sismicos a partir de señales sismicas. - Google Patents

Abstract

Se aplican filtros a señales sísmicas representativas de formaciones del subsuelo para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada; las señales filtradas se multiplican en el dominio de frecuencia-número de onda por una función compleja de frecuencia y número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas; las señales escaladas, transformadas al dominio de tiempo-espacio, se dividen por las señales filtradas en el dominio de tiempo-espacio, para un atributo sísmico útil para la identificación y caracterización de las formaciones del subsuelo.

Description

METODO PARA EL CALCULO DE ATRIBUTOS SISMICOS A PARTIR DE SEÑALES SISMICAS REFERENCIA CRUZADA No aplica.

INVESTIGACION O DESARROLLO PATROCINADOS FEDERALMENTE No aplica.

LISTADO DE SECUENCIAS, CUADRO. O LISTADO DE COMPUTO No aplica.

CAMPO TECNICO Esta invención se refiere en general al campo de la exploración geofísica. Más particularmente, la invención se refiere al campo del cálculo de atributos relacionados con la dirección de propagación de ondas.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION En la industria del petróleo y gas, la exploración geofísica se usa comúnmente para ayudar en la búsqueda y evaluación de formaciones subterráneas. Las técnicas de exploración geofísica producen conocimiento de la estructura del subsuelo de la tierra, lo cual es útil para encontrar y extraer recursos s minerales valiosos, particularmente depósitos de hidrocarburos tales como petróleo y gas natural. Una técnica bien conocida de exploración geofísica es un estudio sísmico. En un estudio sísmico basado en tierra, se genera una señal sísmica en o cerca de la superficie terrestre y luego se desplaza hacía abajo dentro del subsuelo de la tierra. En un estudio sísmico marino, la señal sísmica también puede desplazarse hacia abajo a través de un cuerpo de agua superyacente en la superficie terrestre. Las fuentes de energía sísmica se usan para generar la señal sísmica que, después de propagarse dentro de la tierra, se refleja por lo menos parcialmente por los reflectores sísmicos del subsuelo. Dichos reflectores sísmicos son típicamente interfases entre formaciones subterráneas que tienen diferentes propiedades elásticas, específicamente velocidad de ondas de sonido y densidad de las rocas, lo que lleva a diferencias en la impedancia acústica en las interfases. La energía sísmica reflejada se detecta mediante sensores sísmicos (también denominados receptores sísmicos) en o cerca de la superficie terrestre, en un cuerpo de agua superyacente, o en profundidades conocidas en pozos de sondeo, y se registra.

Los datos sísmicos resultantes obtenidos en la realización de un estudio sísmico se procesan para producir información relacionada a la estructura y propiedades geológicas de las formaciones subterráneas en el área que se está estudiando. Los datos sísmicos procesados se procesan para desplegar y analizar el contenido potencial de hidrocarburos de estas formaciones subterráneas. El objetivo del procesamiento de los datos sísmicos es extraer de los datos sísmicos tanta información como sea posible con relación a las formaciones subterráneas para formar imágenes de manera adecuada del subsuelo geológico. Para identificar ubicaciones en la superficie terrestre en donde existe probabilidad de encontrar acumulaciones de petróleo, se gastan grandes sumas de dinero en juntar, procesar, e interpretar los datos sísmicos. El procedimiento de construcción de las superficies reflectoras que definen las capas terrestres subterráneas de interés a partir de los datos sísmicos registrados provee una imagen de la tierra en profundidad o en tiempo. La imagen de la estructura del subsuelo terrestre se produce para permitir a un intérprete seleccionar ubicaciones con la mayor probabilidad de tener acumulaciones de petróleo. Para verificar la presencia de petróleo, debe perforarse un pozo. La perforación de pozos para determinar si están presentes o no depósitos de petróleo, es una tarea extremadamente costosa y consumidora de tiempo. Por esa razón, existe una necesidad continua de mejorar el procesamiento y el despliegue de los datos sísmicos, para producir una imagen de la estructura del subsuelo terrestre que mejorará la habilidad de un intérprete, ya sea que la interpretación sea realizada por medio de una computadora o por un humano, para evaluar la probabilidad de que exista una acumulación de petróleo en una ubicación particular en el subsuelo terrestre. Las fuentes sísmicas apropiadas para la generación de la señal sísmica en estudios sísmicos en tierra pueden incluir explosivos o vibradores. Los estudios sísmicos marinos emplean típicamente una fuente sísmica sumergida remolcada por un barco y activada periódicamente para generar un campo de onda acústico. La fuente sísmica que genera el campo de onda puede ser de muchos tipos, incluyendo una pequeña carga explosiva, una chispa o arco eléctrico, un vibrador marino, y, típicamente, una pistola. La pistola de fuente sísmica puede ser una pistola de agua, una pistola de vapor, y más típicamente, una pistola de aire. Típicamente, una fuente sísmica marina consiste no sólo de un elemento fuente, sino de un arreglo de elementos fuente distribuidos espacialmente. Esta disposición es particularmente cierta para pistolas de aire, actualmente la forma más común de la fuente sísmica marina. En un arreglo de pistola de aire, cada pistola de aire almacena típicamente y libera rápidamente un volumen diferente de aire altamente comprimido, formando un impulso de corta duración. Los tipos apropiados de sensores sísmicos incluyen típicamente sensores de velocidad de partícula, particularmente en estudios de tierra, y sensores de presión del agua, particularmente en estudios marinos. Algunas veces se usan sensores de desplazamiento de partículas, sensores de aceleración de partículas, o sensores de gradiente de partículas en lugar de o además de los sensores de velocidad de partícula. Los sensores de velocidad de partícula y sensores de presión de agua son comúnmente conocidos en la técnica como geófonos e hidrófonos, respectivamente. Los sensores sísmicos pueden desplegarse por sí mismos, pero más comúnmente se despliegan en arreglos de sensores. Además, los sensores de presión y sensores de velocidad de partícula pueden desplegarse conjuntamente en un estudio marino, colocarse en pares o pares de arreglos espaciales. Un sensor de movimiento de partícula, tal como un geófono, tiene sensibilidad direccional, mientras que un sensor de presión, tal como un hidrófono, no la tiene. En consecuencia, las señales de campo de onda ascendentes detectadas por un geófono y un hidrófono ubicados cerca conjuntamente estarán en fase, mientras que las señales del campo de onda descendentes se registrarán 180 grados fuera de fase. Han sido propuestas diversas técnicas para el uso de esta diferencia de fase para reducir las entalladuras espectrales provocadas por la reflexión superficial, si los registros se realizan en el suelo marino, para atenuar los múltiples de origen acuático. Deberá apreciarse que una alternativa para tener al geófono y al hidrófono coubicados, es tener suficiente densidad espacial de sensores de manera que los campos de onda respectivos registrados por el hidrófono y el geófono puedan interpolarse o extrapolarse para producir los dos campos de onda en la misma ubicación. La adquisición sísmica marina convencional en 3D (tridimensional) por medio del detector remolcado puede resultar en un solapamiento espacial en la dirección en línea (en paralelo a los detectores remolcados), en línea transversal (perpendicular a los detectores remolcados), o aún en ambas direcciones. La densidad del muestreo en los detectores remolcados es típicamente más densa en la dirección en línea que en la dirección transversal. La asimetría se debe a una separación más amplia entre los receptores en los detectores separados que entre los receptores en el mismo detector. Esta asimetría puede llevar a un solapamiento espacial de los datos de muestreo en la dirección de línea transversal. No obstante, también puede existir un solapamiento espacial en la dirección en línea. Por ejemplo, el solapamiento en la dirección en línea puede ser un problema en el procesamiento de datos sísmicos poco profundos de alta resolución con grandes ángulos de emergencia. En cables de fondo del océano, la separación del receptor a lo largo del cable puede ser más grande que típicamente 12.5 metros de separación en los detectores remolcados. Además, el solapamiento puede volverse un problema en dominios en donde la separación es intrínsecamente más grande que en un dominio de disparo común. Por ejemplo, el intervalo de disparo debe ser cuando mucho de 50 metros en un dominio de receptor común. Este solapamiento espacial interfiere con los esfuerzos convencionales para evaluar de manera precisa los atributos sísmicos a partir de datos sísmicos. Por ejemplo, un atributo sísmico, el factor de oblicuidad inverso, se usa comúnmente para corregir la velocidad de partícula vertical de los geófonos para ángulos de emergencia no verticales. Esta corrección, a su vez, hace posible una combinación más precisa de las señales de presión y movimiento de partículas para derivar los componentes de campo de onda ascendentes y descendentes. Se remueve el efecto de la reflexión superficial si el campo de onda ascendente se considera un aislamiento, y los campos de onda ascendente y descendente pueden combinarse subsiguientemente para atenuar los múltiples de origen acuático en la señal sísmica. Por lo tanto, existe una necesidad para un método para la transformación de datos sísmicos en atributos sísmicos que atenúan los efectos del solapamiento espacial en cualquier dirección y en cualquier dominio inducido por geometrías de adquisición marina típicas.

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION La invención es un método para la transformación de señales sísmicas representativas de formaciones del subsuelo en un atributo sísmico útil para identificar y caracterizar las formaciones del subsuelo. Se aplican filtros a las señales sísmicas para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada. Las señales filtradas se multiplican en el dominio de frecuencia-número de onda por una función compleja de frecuencia y número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas. Las señales escaladas, transformadas al dominio de tiempo-espacio, se dividen por las señales filtradas en el dominio de tiempo-espacio, para generar el atributo sísmico. En otra modalidad, la invención es un método para la transformación de señales sísmicas representativas de formaciones del subsuelo en un atributo sísmico útil para la identificación y caracterización de formaciones del subsuelo. Se usa una computadora programable para realizar lo siguiente. Se aplican filtros a señales sísmicas para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada. Las señales filtradas se multiplican en el dominio de frecuencia-número de onda por medio de una función compleja de la frecuencia y número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas. Las señales escaladas, transformadas a los dominios de tiempo-espacio, se dividen por las señales filtradas en el dominio de tiempo-espacio, para generar el atributo sísmico. En aún otra modalidad, la invención es un medio legible por computadora con un programa de cómputo almacenado en el mismo, con el programa teniendo un operador lógico para provocar que una computadora programable realice Lo siguiente. Se aplican filtros a señales sísmicas para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada. Las señales filtradas se multiplican en el dominio de frecuencia-número de onda por una función compleja de la frecuencia y número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas. Las señales escaladas, transformadas a los dominios de tiempo-espacio, se dividen por las señales filtradas en el dominio de tiempo-espacio, para generar el atributo sísmico.

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS La invención y sus ventajas se entenderán más fácilmente con referencia a la siguiente descripción detallada y a los dibujos anexos, en los cuales: La FIG. 1 es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad de la invención para calcular un atributo sísmico; La FIG. 2 es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad de la invención para filtrar señales sísmicas; La FIG. 3 es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad de la invención para escalar señales sísmicas por medio de una representación de frecuencia-número de onda de un atributo sísmico; La FIG. 4 es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad de la invención para calcular un atributo sísmico; La FIG. 5 es una sección sísmica de ejemplo de datos de presión; La FIG. 6 es una sección sísmica de un factor de oblicuidad inverso calculado; La FIG. 7 es una sección sísmica del campo de presión ascendente estimado, sin un filtro inclinado; La FIG. 8 es una sección sísmica del campo de presión ascendente estimado, filtrado inclinado de 60 a 70 grados; La FIG. 9 es el espectro de la sección sísmica en la FIG. 7; y La FIG. 10 es el espectro de la sección sísmica en la FIG. 8. Aunque la invención se describirá con relación a sus modalidades preferidas, se entenderá que la invención no se limita a éstas. Por el contrario, la invención pretende cubrir todas las alternativas, modificaciones, y equivalentes que puedan incluirse dentro del alcance de la invención, como se define por las reivindicaciones anexas.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION En general, los atributos sísmicos son cualquier información obtenida a partir de señales sísmicas para obtener características sísmicas de interés. Típicamente, los atributos sísmicos comprenden medidas cuantitativas de señales sísmicas útiles para identificar y caracterizar formaciones del subsuelo de la tierra en la búsqueda de depósitos de hidrocarburo producibles. En particular, los atributos sísmicos a menudo se basan en la realización de mediciones de tiempo, amplitud, y frecuencia (o fase) en las señales sísmicas. Las mediciones de tiempo usualmente se refieren a propiedades geométricas, tales como estructura de formación del subsuelo, mientras que las mediciones de amplitud y frecuencia usualmente se refieren a propiedades físicas, tales como estratigrafía de formación del subsuelo y caracterización de depósitos de hidrocarburos. Algunos ejemplos de atributos sísmicos incluyen: escoger tiempos de desplazamiento de dos vías e inclinaciones de registros de reflexión sísmicos para generar estructura de formación; calcular velocidades para convertir los tiempos de desplazamiento en profundidades; relacionar áreas de alta amplitud de reflexión, denominadas "manchas brillantes", en secciones sísmicas con las zonas de gas; realizar análisis de traza complejos para calcular la fase y frecuencia instantáneos; y calcular medidas de coherencia, tales como correlación cruzada, semblanza, y análisis de autovalor, para revelar fallas y otras características estratigráficas en datos sísmicos de 3D. La invención es un método para la transformación de señales sísmicas representativas de formaciones del subsuelo en un atributo sísmico útil para la identificación y caracterización de formaciones del subsuelo. Primero, se aplican filtros a los datos sísmicos para atenuar la energía solapada espacialmente atenuada. Los posibles atributos sísmicos pueden calcularse al aplicar filtros de escalamiento en el dominio de frecuencia-número de onda a los datos filtrados transformados del dominio de tiempo-espacio seguido por la transformación de los datos escalados de vuelta al dominio de tiempo-espacio. Luego puede calcularse el atributo en el dominio de tiempo-espacio por la combinación con los datos filtrados antes de la aplicación del filtro de escalamiento de frecuencia-número de onda. Los atributos sísmicos calculados pueden usarse además para diferentes aplicaciones. Sin limitar su alcance, la invención se ilustra por medio de un ejemplo para separar campos de onda de sensor doble en componentes ascendente y descendente. En una modalidad, la invención es un método para calcular atributos sísmicos en el dominio de tiempo-espacio a partir de secciones sísmicas. Las secciones sísmicas pueden ser bi- o tridimensionales. En una modalidad particular, los atributos se relacionan con la dirección de propagación de ondas. Estos atributos pueden incluir, pero no se restringen a, componentes del vector de desaceleración, emergencia y ángulos acimutales. Las FIGS. 1-4 muestran diagramas de flujo que ilustran modalidades de la invención para calcular un atributo sísmico a partir de secciones sísmicas. La FIG. 1 es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad general de la invención. Las FIGS. 2-4 son diagramas de flujo que ¡lustran además modalidades particulares de la invención como se describe en la FIG. 1. Las FIGS. 5-10 son secciones y espectros que ilustran un uso de ejemplo de la invención como se describe en las FIGS. 1-4. La FIG. 1 es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad de la invención para transformar señales sísmicas en un atributo sísmico. En el bloque 10, se aplican filtros a las señales sísmicas para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada. En el bloque 11 las señales filtradas del bloque 10 se multiplican en el dominio de frecuencia-número de onda por una función compleja de la frecuencia y el número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas. En el bloque 12, las señales ¡ escaladas del bloque 1 1 , transformadas al dominio de tiempo-espacio, se !( dividen en el dominio de tiempo-espacio por las señales filtradas del bloque ¡ 10, para generar el atributo sísmico.

La FIG. 2 es un diagrama de flujo que ilustra un elemento de la invención, con relación a la filtración de las señales sísmicas. La FIG. 2 ilustra con mayor detalle la porción de la invención analizada en el bloque 10 de la FIG. 1 , anterior. i! En el bloque 20, se adquieren señales sísmicas de las secciones sísmicas. Las señales sísmicas son indicativas de formaciones subterráneas de la tierra. Las señales sísmicas pueden ser de combinaciones de disparo común o combinaciones de receptor común, o de cualquier otro dominio sísmico apropiado. Las señales sísmicas pueden ser señales de presión de sensores de presión tales como hidrófonos, que se designarán para propósitos meramente ilustrativos como h(t,x), o señales de velocidad de partícula vertical a partir de sensores de movimiento de partícula tales como geófonos o acelerometros que se designarán para propósitos meramente i ilustrativos como g(t,x). En el siguiente análisis, se ¡lustrarán las señales sísmicas por señales de presión h(t,x), pero este uso ilustrativo de las señales de presión no deberá considerarse como una limitación de la invención. Aquí, las señales en el dominio del tiempo se denotan por letras minúsculas, mientras que las mismas señales en el dominio de frecuencia se denotan por las correspondientes letras mayúsculas.

En el bloque 21 , se aplican filtros a las señales sísmicas h(t,x) adquiridas en el bloque 20 para atenuar la energía solapada espacialmente, generando señales filtradas hf(t,x). Los filtros pueden aplicarse en el dominio de tiempo-espacio o, alternativamente, en el dominio de frecuencia-espacio. En una modalidad, se emplea un filtro de paso bajo para atenuar la energía solapada espacialmente. En el bloque 22, se selecciona un atributo sísmico a(t,x) para transformar en él las señales filtradas hf(t,x) del bloque 21. El atributo sísmico también es indicativo de formaciones subterráneas de la tierra. En una modalidad, el atributo sísmico a(t,x) seleccionado se relaciona con la dirección de propagación de onda. La FIG. 3 es un diagrama de flujo que ilustra un elemento de la invención, que relaciona señales sísmicas escaladas por una representación de frecuencia-número de onda de un atributo sísmico. La FIG. 3 ilustra con más detalle la porción de la invención analizada en el bloque 1 1 de la FIG. 1 , anterior. En el bloque 30, se aplica una transformada a las señales filtradas hf(t,x), del bloque 21 de la FIG. 2 para transformar las señales filtradas hf(t,x), del dominio de espacio tiempo (t,x), al dominio de frecuencia-número de onda (w,k), generando señales filtradas transformadas Hf(w,k). La transformación puede efectuarse al aplicar cualquier transformada bien conocida de frecuencia-número de onda, tal como, por ejemplo, transformadas de Fourier. En particular, pueden emplearse las Transformadas de Fourier Rápidas (FFT- por sus siglas en inglés) para una eficiencia computacional. En el bloque 31 se determina una función de frecuencia y número de onda A(w,k) que representa el atributo sísmico a(w,k) seleccionado en el bloque 22 de la FIG. 2, en el dominio de frecuencia-número de onda. La función A(w,k) es una función variable compleja de la frecuencia y el número de onda. La determinación de la función del atributo sísmico se analizará con mayor detalle en lo siguiente con un cálculo de ejemplo del factor de oblicuidad inverso. En el bloque 32 se selecciona una muestra Hf(w,k) en el dominio de frecuencia-número de onda en las señales filtradas transformadas del bloque 30. En el bloque 33, se escala la muestra Hf(w,k) del bloque 32 al ser multiplicada en el dominio de frecuencia-número de onda por la función de frecuencia y número de onda A(w,k) determinada en el bloque 31 , para generar una muestra escalada Hs(w,k). Por lo tanto, en una modalidad, la muestra escalada Hs(w,k) se calcula como sigue: Hs(w,k)= Hf(w,k)- A(w,k) (1) En el bloque 34, se determina si permanecen más muestras Hf(w,k). Si la determinación es sí, permanecen más muestras, entonces el procedimiento regresa al bloque 32 para seleccionar otra muestra. Si la determinación es no, no permanecen más muestras, entonces el procedimiento procede al bloque 35, siguiente. En el bloque 35, se aplica una transformada inversa a las señales escaladas Hs(w,k) del bloque 34 para transformar de manera inversa las señales escaladas Hs(w,k) del dominio de frecuencia-número de onda (w,k) de nuevo al dominio de tiempo-espacio (t,x), generando señales escaladas transformadas inversas hs(t,x). La transformada inversa puede efectuarse al aplicar cualquier transformada de frecuencia-número de onda bien conocida, tal como, por ejemplo, las transformadas inversas de Fourier. En particular, pueden emplearse las Transformadas de Fourier Rápidas Inversas (IFFT- por sus siglas en inglés) para eficiencia computacional. La FIG. 4 es un diagrama de flujo que ilustra un elemento de la invención, con relación al cálculo de un atributo sísmico. La FIG. 4 ilustra con más detalle la porción de la invención analizada en el bloque 12 de la FIG.1 , anterior. En el bloque 40, se determina si se desea un procesamiento adicional antes de calcular el atributo sísmico a(x,t). No obstante, este procesamiento adicional sólo es apropiado para el caso de atributos sin signo (es decir, valores que no son negativos). Si la determinación es sí, se desea procesamiento adicional, entonces procede del procesamiento en el bloque 41 para realizar el procesamiento. Si la determinación es no, no se desea procesamiento adicional, entonces el procedimiento se salta al bloque 43, siguiente. En el bloque 4 , se calcula una envolvente env[hs(t,x)] para las señales escaladas transformadas inversas hs(t,x) del bloque 35 de la FIG. 3. En el bloque 42, se calcula una envolvente env[hs(t,x)] para las señales filtradas hf(x,t) del bloque 21 de la FIG.2. En el bloque 43, la envolvente env[hs(t,x)J para las señales escaladas transformadas inversas calculadas en el bloque 41 se divide por la envolvente env[hf(t,x)] para las señales filtradas calculadas en el bloque 42 en el dominio de tiempo-espacio. Esta división genera una proporción que produce el atributo sísmico deseado a(t,x) como una función del tiempo y el espacio. Por lo tanto, en una modalidad, el atributo sísmico a(t,x) se calcula como sigue: Entonces, el procedimiento procede al bloque 45. En el bloque 44, las señales escaladas transformadas inversas hs(t,x) del bloque 36 de la FIG. 3 se dividen por las señales filtradas hf(t,x) del bloque 21 de la FIG. 2 en el dominio de tiempo-espacio. Esta división genera una proporción que produce el atributo deseado a(t,x) como una función del tiempo y el espacio. Entonces, en otra modalidad, el atributo sísmico a(t,x) se calcula como sigue: En el bloque 45, el atributo sísmico del bloque 43 o del bloque 44 puede usarse en el procesamiento posterior de la señal sísmica de ancho de banda completa. Convencionalmente, la separación de señales sísmicas registradas a partir de un detector de sensor doble en componentes de campo de onda ascendente y descendente puede implicar las etapas siguientes. Las trazas de presión (hidrófono) y velocidad de partícula vertical (geófono) h(t,x) y g(t,x), respectivamente, pueden corregirse por diferencias de respuesta al impulso entre los dos tipos de detectores. Las amplitudes de traza de la velocidad de partícula vertical también pueden corregirse para las llegadas no verticales de las ondas sísmicas y, en caso de ser necesario, el ruido del remolque del detector. Aunque se ilustran como correcciones en el dominio de tiempo-espacio, estas correcciones pueden realizarse en cualquiera del dominio de tiempo-espacio, el dominio de la frecuencia-número de onda, o cualquier otro dominio que sea conveniente. La trazas corregidas de presión y de velocidad de partícula vertical contenidas en una combinación de disparo común se transforman en el dominio de frecuencia-longitud de onda ("f-k"), produciendo H(w,k) y G(w,k), respectivamente. Las transformaciones pueden realizarse por cualquier transformada de f-k bien conocida, tal como, por ejemplo, las transformadas de Fourier. El campo de onda de la presión que se desplaza hacia arriba U(w,k), y el campo de onda de la presión que se desplaza hacia abajo, D(w,k), pueden calcularse en el dominio de f-k, usando las ecuaciones: Entonces, los campos de onda ascendente U(w,k) y descendente D(w,k) de las ecuaciones (4) y (5), respectivamente, pueden usarse en un procesamiento posterior, tal como una atenuación múltiple relacionada con la superficie. Los resultados eventualmente se transforman a la inversa a partir del dominio de la frecuencia-número de onda de vuelta al dominio de tiempo-espacio. Se presenta un ejemplo que ilustra el método de la presente invención. Este ejemplo usa el cálculo del factor de oblicuidad inverso, 1 En donde 9 es el ángulo de emergencia, también conocido como el ángulo de incidencia o ángulo de llegada. Este factor se usa para escalar las trazas de la velocidad de partícula para permitir la separación precisa de los datos del sensor doble en componentes de campo de onda ascendente y descendente. Se espera que calculando este factor de energía no solapada y luego aplicándolo al dominio de tiempo-espacio, como en el método de la invención, se manejará mejor la energía solapada que con la separación aplicada comúnmente en el dominio de frecuencia-número de onda. Como en lo anterior, la señal de presión, h(t,x)t y la señal de la velocidad de partícula vertical, g(t,x), se corrigen opcionalmente, si se considera necesario, para las diferencias de respuesta al impulso entre el sensor de señal de presión y el sensor de señal de velocidad de partícula vertical. Esta corrección para diferencias relativas en las funciones de transferencia del instrumento corresponde a respuestas de impulso del instrumento en el dominio del tiempo. En una modalidad, estas correcciones pueden corregir la amplitud y la fase de las señales de presión para igualar las señales de velocidad de partícula, o, en una modalidad alternativa, corregir las señales de velocidad de partícula para igualar las señales de presión, o, en una modalidad alternativa adicional, corregir ambos conjuntos de datos a una base común. La corrección de diferencias relativas en respuestas de impulso de instrumento es bien conocida en la técnica. Finalmente, un escalamiento de amplitud igual a la impedancia acústica en el agua se aplica preferiblemente a las señales de velocidad de partícula para corregir las diferencias relativas en las amplitudes de presión y velocidad de partícula. Eso también es bien conocido en la técnica. La señal de velocidad de partícula vertical, g(t,x), se corrige además para ángulos de llegada no verticales de las ondas sísmicas reflejadas. Este escalamiento se logra al calcular el factor de oblicuidad inverso, correspondiente a la Ecuación (6), pero usando el método de esta invención, como sigue. El factor de oblicuidad inverso puede obtenerse usando cualquiera de las señales de presión registradas o las señales de velocidad de partícula vertical. Aquí, el procedimiento se demostrará usando la señal de presión (t,x), aunque esta opción es para propósitos ilustrativos únicamente y no pretende ser una limitación de la invención. Primero, se aplica un filtro de paso bajo para remover la energía solapada espacialmente, generando la señal filtrada hf(t,x). Las señales filtradas se transforman del dominio de tiempo-espacio (t,x) al dominio de frecuencia-número de onda (w,k), generando muestras transformadas Hf(w,k). Luego las señales se escalan al dividir por el coseno del ángulo de incidencia para obtener He(w,k) como sigue: 1 Hf (a>, k) donde HHg„ ({?co., kk~) == - - cos(0) v2 Aquí, v es la velocidad del sonido en el agua, típicamente aproximadamente 1500 m/s, y \k\ es el valor absoluto del número de onda angular. Las señales específicas filtradas, transformadas (en el dominio de frecuencia-número de onda), y luego escaladas (por el factor de oblicuidad inverso) He(w,k) en la ecuación (7) corresponde a las señales escaladas más generales Hs(w,k) referidas en el análisis de la invención con relación al diagrama de flujo de la FIG. 3, anterior.

Las señales escaladas He(w,k) luego se transforman a la inversa del dominio de frecuencia-número de onda (w,k) de vuelta al dominio de tiempo-espacio (t,x), generando señales escaladas transformadas inversas h0(t,x). Estas señales escaladas transformadas inversas h0(t,x) corresponden a las señales escaladas transformadas inversas más generales hs(x,t) referidas en el análisis de la invención con respecto al diagrama de flujo de la FIG. 4, anterior. Ya que el factor de oblicuidad inverso es una cantidad sin signo, es deseable calcular la envolvente de las señales filtradas, escaladas hw(t,x) y las señales filtradas hf(t,x). La proporción de estas envolventes produce el factor de oblicuidad inverso como una función del tiempo y el espacio.

El factor de oblicuidad inverso en la Ecuación (9), derivado de las señales de banda limitada, luego se usa para escalar la señal de velocidad de partícula de ancho de banda completa g(t,x), atenuando así los efectos del solapamiento espacial: 1 cos(0) (10) Entonces, la señal de velocidad de partícula corregida, ge(t,x), corregirse opcionalmente para el ruido del remolque del detector, en caso de ser necesario. Se calcula un campo de onda de presión ascendente, u(t,x), a partir de la señal de presión corregida, h(t,x), y la señal de velocidad de partícula corregida, ge(t,x). En una modalidad, el campo de onda de presión ascendente, u(t,x), se calcula al aplicar la siguiente ecuación: 2 (11) Un campo de onda de presión descendente, d(t,x), se calcula a partir de la señal de presión corregida, h(t,x), y la señal de velocidad de partícula corregida, ge(t,x). En una modalidad, el campo de onda de la presión descendente, d(t), se calcula al aplicar la siguiente ecuación: Las FIGS. 5-10 ilustran el método de la invención como se muestra en el ejemplo del factor de oblicuidad inverso analizado con relación a las Ecuaciones (6) a (12), anteriores. La FIG. 5 es una sección sísmica de señales de presión de ejemplo 501. Las señales de presión 501 en la sección sísmica es una señal de hidrófono registrada de las señales del detector doble. Las señales de presión 501 han sido filtradas con un filtro de paso bajo de 55 a 60 Hz, para atenuar la energía solapada espacialmente. La FIG. 6 es una sección sísmica de un factor de oblicuidad inverso calculado 601 , como se muestra en la Ecuación (6). La FIG. 7 es una sección sísmica del campo de presión ascendente estimado 701 , sin ningún filtro inclinado aplicado. El factor de oblicuidad inverso 601 de la FIG. 6, calculado con la ayuda de las FFT, ha sido aplicado a las señales de presión 501 de la FIG. 5. La FIG. 8 es una sección sísmica del campo de presión ascendente estimado 801 , ahora filtrado inclinado de 60 a 70 grados. Ha sido aplicado el factor de oblicuidad inverso mostrado en la FIG. 6. La FIG. 9 es el espectro 901 de la sección sísmica mostrada en la FIG. 7, mientras que la FIG. 10 es el espectro 1001 de la sección sísmica mostrada en la FIG. 8. En otra modalidad, el método de la invención puede emplearse para determinar pendientes de eventos locales. Usando las pendientes de eventos locales se permite efectuar procedimientos comunes de formación de imagen de dominio en el tiempo, tales como salida normal (NMO- por sus siglas en inglés), salida inclinada (DMO- por sus siglas en inglés), y migración en el tiempo previamente detenida, sin tener que conocer las velocidades sísmicas. Ver, por ejemplo, Fomel, S., "Velocity-independent time-domain seismic imaging using local event slopes", Geophysics, Vol. 27, No. 3, (May-June 2007), p. S139-S147. Por lo tanto, la invención puede emplearse para realizar procesamiento tal como la separación de campo de onda sin los artefactos asociados con las técnicas actuales de frecuencia-número de onda, pero con un mejor manejo de la energía solapada a un costo similar que las técnicas actuales de frecuencia-número de onda. La invención ha sido analizada en lo anterior como un método, para propósitos ilustrativos únicamente, pero también puede implementarse como un sistema. El sistema de la invención se implementa preferiblemente por medio de computadoras, en particular computadoras digitales, junto con otro equipo convencional de procesamiento de datos. Dicho tipo de procesamiento de datos, bien conocido en la técnica, comprenderá cualquier combinación apropiada o red de equipo de procesamiento de cómputo, incluyendo, pero no limitado a, hardware (procesadores, dispositivos de almacenamiento temporal y permanente, y cualquier otro equipo de procesamiento de cómputo apropiado), software (sistemas operativos, programas de aplicación, bibliotecas de programas de matemáticas, y cualquier otro software apropiado), conexiones (eléctricas, ópticas, inalámbricas, u otras), y periféricos (dispositivos de entrada y salida tales como teclados, dispositivos de indicación, y exploradores; dispositivos de despliegue tales como monitores e impresoras; medio de almacenamiento legible por computadora tales como cintas, discos, y discos duros, y cualquier otro equipo apropiado). En otra modalidad, la invención puede implementarse como el método descrito en lo anterior, específicamente realizado usando una computadora programable para realizar el método. En otra modalidad, la invención puede implementarse como un programa de cómputo almacenado en un medio legible por computadora, con el programa teniendo operadores lógicos para provocar que una computadora programable realice el método descrito en lo anterior. En otra modalidad, la invención puede implementarse como un medio legible por computadora con un programa de cómputo almacenado en el medio, de manera que el programa tiene operadores lógicos para provocar que una computadora programable realice el método descrito en lo anterior. Deberá entenderse que lo anterior es meramente una descripción detallada de modalidades específicas de esta invención y que pueden realizarse muchos cambios, modificaciones, y alternativas a las modalidades descritas de acuerdo con la descripción en la presente sin separarse del alcance de la invención. Por lo tanto, la descripción anterior no significa que limita al alcance de la invención. Más bien, en alcance de la invención se determinará sólo por las reivindicaciones anexas y sus equivalentes.

Claims (1)

1. NOVEDAD DE LA INVENCION REIVINDICACIONES 1 .- Un. método para transformar señales sísmicas representativas de formaciones del subsuelo en un atributo sísmico útil para identificar y caracterizar las formaciones del subsuelo, que comprende: aplicar filtros a las señales sísmicas para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada; multiplicar las señales filtradas en el dominio de frecuencia-número de onda por una función compleja de frecuencia y número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas; y dividir las señales escaladas, transformadas a dominio de tiempo-espacio, por las señales filtradas en el dominio de tiempo-espacio, para generar el atributo sísmico. 2 - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la aplicación de filtros a la señal sísmica comprende: adquirir señales sísmicas a partir de secciones sísmicas; aplicar filtros a las señales sísmicas en el dominio de tiempo-espacio para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada; y seleccionar un atributo sísmico. 3.- El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque la aplicación de filtros a las señales sísmicas comprende aplicar filtros de paso bajo. 4. - El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque el atributo sísmico comprende un atributo sísmico relacionado con la dirección de propagación de onda. 5. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la multiplicación de las señales filtradas comprende: aplicar una transformada a las señales filtradas para transformar las señales filtradas del dominio de espacio-tiempo al dominio de frecuencia-número de onda, generando señales filtradas transformadas; determinar una función de frecuencia y número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de frecuencia-número de onda; seleccionar una muestra de las señales filtradas transformadas en el dominio de frecuencia-número de onda; multiplicar la muestra de las señales filtradas transformadas por la función seleccionada de frecuencia y número de onda en el dominio de la frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas; y aplicar una transformada inversa a las señales escaladas para transformar a la inversa las señales escaladas del dominio de frecuencia-número de onda de vuelta al dominio de espacio-tiempo, generando señales escaladas transformadas inversas. 6. - El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque la aplicación de una transformada a las señales filtradas comprende aplicar una transformada de Fourier. 7. - El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque la función es una función compleja de frecuencia y número de onda. 8. - El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque la aplicación de una transformada inversa a las señales escaladas comprende aplicar una transformada de Fourier inversa. 9. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la división de las señales escaladas comprende: calcular una envolvente para las señales escaladas transformadas inversas; calcular una envolvente para las señales filtradas; y dividir la envolvente para las señales escaladas transformadas inversas por la envolvente para las señales filtradas, para generar el atributo sísmico. 10.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la división de las señales escaladas comprende: dividir las señales escaladas transformadas inversas por las señales filtradas, para generar el atributo sísmico. 1 1. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el atributo sísmico se usa para un procesamiento posterior de las señales sísmicas. 12. - Un método para la transformación de señales sísmicas representativas de formaciones del subsuelo en un atributo sísmico útil para la identificación y caracterización de formaciones del subsuelo que comprende: usar una computadora programable para realizar lo siguiente: aplicar filtros a las señales sísmicas para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada; multiplicar las señales filtradas en el dominio de frecuencia-número de onda por una función compleja de la frecuencia y número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas; y dividir las señales escaladas, transformadas al dominio de tiempo-espacio, por las señales filtradas en el dominio de tiempo-espacio, para generar el atributo sísmico. 13. - El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque la aplicación de filtros a la señal sísmica comprende: usar la computadora programable para realizar lo siguiente: adquirir señales sísmicas a partir de secciones sísmicas; aplicar filtros a las señales sísmicas en el dominio de tiempo-espacio para generar señales filtradas con energía solapada espacialmente atenuada; y seleccionar un atributo sísmico. 14. - El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque la aplicación de filtros a las señales sísmicas comprende aplicar filtros de paso bajo. 15. - El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque el atributo sísmico comprende un atributo sísmico relacionado con la dirección de propagación de onda. 16. - El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque la multiplicación de las señales filtradas comprende: usar la computadora programable para realizar lo siguiente: aplicar una transformada a las señales filtradas para transformar las señales filtradas del dominio de espacio-tiempo al dominio de frecuencia-número de onda, generando señales filtradas transformadas; seleccionar una muestra de las señales filtradas transformadas en el dominio de frecuencia-número de onda; multiplicar la muestra de las señales filtradas transformadas en el dominio de frecuencia-número de onda por una función de la frecuencia y el número de onda que representa el atributo sísmico en el dominio de la frecuencia-número de onda, para generar señales escaladas; y aplicar una transformada inversa a las señales escaladas para transformar a la inversa las señales escaladas del dominio de frecuencia-número de onda de vuelta al dominio de espacio-tiempo, generando señales escaladas transformadas inversas. 17. - El sistema de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque la aplicación de una transformada a las señales filtradas comprende aplicar una transformada de Fourier. 18. - El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque la función es una función compleja de frecuencia y número de onda. 19. - El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque la aplicación de una transformada inversa a las señales escaladas comprende aplicar una transformada de Fourier inversa. 20.- El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque la división de las señales escaladas comprende: usar la computadora programable para realizar lo siguiente: calcular una envolvente para las señales escaladas transformadas inversas; calcular una envolvente para las señales filtradas; y dividir la envolvente para las señales escaladas transformadas inversas por la envolvente para las señales filtradas, para generar el atributo sísmico. 21 . - El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque la división de las señales escaladas comprende: usar la computadora programable para realizar lo siguiente: dividir la señales escaladas transformadas inversas por las señales filtradas, para generar el atributo sísmico. 22. - El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque el atributo sísmico se usa para un procesamiento posterior de las señales sísmicas.