MX2010006007A - Metodo para adquirir y procesar datos sismicos marinos para extraer y usar constructivamente los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo emitidos por la fuente(s). - Google Patents

Abstract

Un método para adquisición y procesamiento de señales sísmicas marinas para extraer campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo de una fuente de energía sísmica incluye desplegar por lo menos dos fuentes de energía sísmica marina a diferentes profundidades en un cuerpo de agua; estas fuentes de energía sísmica son activadas con tiempos de retardo conocidos que son variados de registro de disparo a registro de disparo; las señales sísmicas desde las fuentes desplegadas a diferentes profundidades son grabadas simultáneamente; la energía sísmica correspondiente a cada una de las fuentes es extraída de las señales sísmicas grabadas; campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo son extraídos de las fuentes desplegadas a diferentes profundidades usando la energía sísmica extraída desde ahí; un método incluye los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados que son propagados hacia una superficie de agua o una referencia común, el campo de onda viajando hacia arriba o viajando hacia abajo es desfasado de fase 180 grados, y las señales desde estos campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo modificados son sumadas.

Description

METODO PARA ADQUIRIR Y PROCESAR DATOS SISMICOS MARINOS PARA EXTRAER Y USAR CONSTRUCTIVAMENTE LOS CAMPOS DE ONDA VIAJANDO HACIA ARRIBA Y VIAJANDO HACIA ABAJO EMITIDOS POR LA FUENTE(S) REFERENCIA CRUZADA No aplicable.

Declaración con respecto a investigación o desarrollo patrocinado federalmente No aplicable CAMPO DE LA INVENCION La invención se relaciona generalmente con los campos de adquisición de datos y procesamiento de datos sísmicos marinos. Más particularmente la invención se relaciona con métodos para diseñar y activar fuentes sísmicas marinas, y para procesar tales datos, en los cuales el campo de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo emitido por la fuente puede ser extraído y sumado constructivamente.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION En exploración sísmica, datos sísmicos son adquiridos impartiendo energía acústica dentro de la Tierra cerca de su superficie, y detectando la energía acústica que es reflejada desde las fronteras entre las diferentes capas de formaciones de roca de subsuperficie. La energía acústica es reflejada cuando existe una diferencia en impedancia acústica entre capas adyacentes a una frontera. Las señales representando la energía acústica detectada son interpretadas para inferir las estructuras y la composición de las estructuras de formación de roca de subsuperficie.

En exploración sísmica marina, una fuente de energía sísmica, tal como una pistola de aire comprimido, o arreglo de pistolas de aire comprimido, es usado generalmente para impartir la energía acústica dentro de las formaciones abajo del lecho marino. La pistola de aire comprimido o arreglo es accionado a una profundidad seleccionada en el agua, generalmente mientras la pistola de aire comprimido o arreglo es remolcado por un buque. El mismo buque o uno diferente remolca uno o más cables de sensor sísmico, llamados "cables sísmicos marinos", en el agua. Generalmente el cable sísmico marino se extiende detrás del buque a lo largo de la dirección en la cual el cable sísmico marino es remolcado. Generalmente, un cable sísmico marino incluye una pluralidad de hidrófonos dispuestos sobre el cable en posiciones conocidas, separadas, a lo largo del cable. Los hidrófobos, como es conocido en la técnica, son sensores que generan una señal óptica o eléctrica correspondiente a la presión del agua o al gradiente de tiempo (dp/dt) de presión en el agua. El buque que remolca uno o más cables sísmicos marinos generalmente incluye equipo de grabación para realizar un registro, indexado con respecto al tiempo, de las señales generadas por los hidrófobos en respuesta a la energía acústica detectada. El registro de señales es procesado, como se explicó previamente, para inferir las estructuras y las composiciones de las formaciones de tierra abajo de las ubicaciones en las cuales la prospección sísmica es realizada.

Datos sísmicos marinos incluyen un efecto que limita la precisión de inferir la estructura y la composición de las formaciones de roca de subsuperficie. Este efecto, conocido como efecto fantasma de fuente, surge debido a que el agua tiene una densidad sustancialmente diferente y velocidad de propagación de ondas de presión que el aire sobre la superficie del agua. El efecto fantasma de fuente puede ser entendido como sigue. Cuando la pistola de aire comprimido o arreglo de pistolas de aire comprimido es accionado, la energía acústica irradia generalmente hacia fuera de la pistola de aire comprimido o arreglo. La mitad de la energía viaja descendentemente donde ésta pasa a través del lecho marino y hacia dentro de las formaciones de roca de subsuperficie. La otra mitad de la energía acústica viaja ascendentemente desde la pistola o arreglo y la mayor parte de esta energía se refleja desde la superficie del agua después de lo cual ésta viaja descendentemente. La energía acústica reflejada será retrasada en tiempo y también será desfasada en fase por aproximadamente 180 grados desde la energía acústica propagándose hacia abajo directamente. La energía acústica viajando descendentemente, reflejada-superficie, es conocida comúnmente como una señal "fantasma". La señal fantasma interfiere con el campo de onda propagándose hacia abajo directamente causando interferencia constructiva en algunas partes de la banda de frecuencia e inferencia destructiva en otras partes de la banda de frecuencia. Esto causa una secuencia de muescas en el espectro, separadas igualmente en la frecuencia incluyendo un muesca en la frecuencia cero (0 Hz). Las frecuencias de estas muescas en la señal acústica detectada están relacionadas con la profundidad a la cual la pistola de aire comprimido o arreglo de pistolas de aire comprimido están dispuestos, así es bien conocido en la técnica. El efecto del efecto fantasma de fuente es referido generalmente como el "fantasma de fuente".

La energía sísmica emitida por la fuente es atenuada con la distancia de propagación debido a la distribución geométrica, pérdida de transmisión y absorción. La absorción de energía de frecuencia-alta a una proporción mayor que la energía de frecuencia-baja es bien conocido en la técnica. Por lo tanto, para penetración profunda es deseable maximizar la energía emitida por la fuente a frecuencias más bajas. Puesto que la fuente fantasma tiene una muesca a 0 Hz, ésta está limitando la energía en el extremo de frecuencia-baja. Esto puede ser mejorado remolcando las fuentes a una profundidad mayor. Sin embargo, esto causa que las muescas fantasma en el espectro ocurran a frecuencias más bajas, y por lo tanto limita las partes de frecuencia alta del espectro necesarias para formación de imágenes alta de objetivos poco profundos. También, cuando se usa pistola(s) de aire comprimido como una fuente de energía sísmica, la frecuencia fundamental de la pistola(s) de aire comprimido incrementa con el incremento de profundidad. Por lo tanto, el incremento en energía en el extremo de frecuencia baja cuando se remolcan las pistolas de aire comprimido más profundo debido a la fuente fantasma, es contrarrestado por el incremento en la frecuencia fundamental de la pistola(s) de aire comprimido.

Una manera tradicional de incrementar el nivel de señal emitida por la fuente a través del ancho de banda cuando se usa pistola(s) de aire comprimido es incrementar el volumen total del aire liberado por la pistola(s) de aire comprimido y/o incrementar la presión de operación. Sin embargo, el volumen máximo de aire que puede ser liberado para cada disparo y la presión de aire máxima están limitados por el equipo de fuente disponible y el sistema de suministro de aire. Cambiar esto puede ser muy caro y lento. También, incrementar la fuerza de la fuente puede tener un impacto en la vida marina. Por lo tanto, maximizar el uso de la señal emitida por la fuente puede ser de gran valor y reducir la necesidad de incrementar el nivel de energía emitida por la fuente. Extrayendo los campos de onda de propagación hacia arriba (con señal fantasma) y directamente hacia abajo desde la fuente, los efectos de la fuente fantasma son eliminados y la señal alrededor de todas las muescas fantasma es aumentada incluyendo la muesca a 0 Hz. Estos campos de onda separados también pueden ser desfasados en tiempo hacia la superficie del mar o a una profundidad de referencia común usando la profundidad(es) de fuente conocida, después aplicando un desfasamiento de fase de 180 a la señal con señal fantasma, estos pueden ser sumados juntos constructivamente. En esta manera casi toda la energía emitida por la fuente es utilizada, lo cual consecuentemente casi duplica el nivel de energía principal para una fuente de energía dada.

Una técnica conocida en la técnica para extraer la fuente fantasma es descrito en M. Egan et al., Full deghosting of OBC data with over/under source acquisition, 2007 Annual Meeting, San Antonio, TX, Society of Exploration Geophysicists. La técnica descrita en la publicación de Egan et al. incluye remolcar una primera fuente de energía sísmica a una primera profundidad en el agua, y remolcar una segunda fuente de energía sísmica a una segunda profundidad en el agua. Las fuentes son pistolas de aire comprimido o arreglos de las mismas. La segunda fuente también es remolcada a una distancia seleccionada detrás de la primera fuente. La primera fuente es activada y las señales símicas son grabadas correspondiendo a activaciones de la primera fuente. Después de que el buque de remolque se ha movido de tal manera que la segunda fuente está dispuesta en sustancialmente la misma posición geodésica cuando la primera fuente estuvo en el tiempo de su activación, la segunda fuente es activada y las señales sísmicas son grabadas nuevamente. Un conjunto de datos sísmicos "con señal fantasma removida" es obtenido usando la técnica descrita más completamente en la publicación de Egan et al.

Uno de los principales problemas con la técnica de fuente encima/abajo descrita en la publicación de Egan et al. referida arriba es que el número de posiciones de disparo es la mitad comparado con las técnicas de activación de fuente convencionales causando que el pliegue de cobertura sea la mitad. Otro problema con esta técnica, si los receptores sísmicos son remolcados detrás de un buque y por lo tanto se mueven de disparo a disparo, es que los receptores se han movido una distancia considerable entre cuando las fuentes a profundidades diferentes son activadas. Para mantener el número de posiciones de disparo y cobertura de pliegue como en la adquisición sísmica marina convencional, y para minimizar la diferencia en posiciones de receptor cuando las fuentes a diferentes profundidades son activadas, es deseable tener un método para extraer la fuente fantasma que permite que las fuentes remolcadas a diferentes profundidades sean activadas durante la grabación de cada registro de disparo.

Una técnica conocida en la técnica para activar fuentes múltiples durante la grabación de cada registro de disparo es descrita en la Patente de E.U.A. No. 6,882,938 publicada por S. Vaage y poseída comúnmente con la presente invención. En la técnica descrita, múltiples fuentes son activadas con retardos de tiempo seleccionados variables con relación al inicio de la grabación sísmica. Los campos de onda emitidos por cada fuente individual pueden ser extraídos usando la coherencia de las señales desde una fuente en ciertos dominios después de corregir por los retardos de tiempo conocidos de activar esa fuente.

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION Un método de conformidad con un aspecto de la invención para adquisición y procesamiento de señales sísmicas marinas para extraer campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo desde una fuente de energía sísmica incluye desplegar por lo menos dos fuentes de energía sísmica marina a diferentes profundidades en un cuerpo de agua y a sustancialmente una misma posición longitudinal con respecto a un buque sísmico. Las fuentes de energía sísmica son activadas con retardos de tiempo conocidos que son variados de registro de disparo a registro de disparo. Las señales sísmicas a partir de cada una de las fuentes son grabadas simultáneamente. La energía sísmica correspondiente a cada una de las fuentes es extraída de las señales sísmicas grabadas. Campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo son extraídos para cada una de las fuentes usando la energía sísmica extraída de esos.

Un método para prospección sísmica marina de conformidad con otro aspecto de la invención usa campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados de una fuente de energía sísmica. Los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados son propagados hacía al menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común. Uno de los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo es desfasado 180 grados en fase. Finalmente estos campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo modificados son sumados.

Un método de conformidad con otro aspecto de la invención para prospección sísmica marina usando por lo menos dos fuentes de energía sísmica operadas a diferentes profundidades y a sustancialmente una misma posición geodésica de fuente incluye separar energía de cada una de las fuentes desde las señales grabadas. Campos de onda ascendente y descendente correspondientes a cada fuente son extraídos a partir de la energía separada. Los campos de onda ascendente y descendente extraídos de cada fuente son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común. Uno de los campos de onda propagados está desfasado 180 grados en fase. Los campos de onda propagados, desfasado en fase son sumados.

Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS La FIG. 1 muestra la adquisición de datos sísmicos en sección transversal para mostrar una disposición de ejemplo de las fuentes de energía símica.

La FIG. 2 muestra una vista de planta de la adquisición de datos símicos para mostrar una disposición de ejemplo de cables sísmicos marinos de receptor sísmico.

La FIG. 3 muestra un diagrama de flujo de los procesos de ejemplo de conformidad con la invención.

La FIG. 4 muestra un ejemplo de salida espectral de una fuente sísmica única con esa de fuentes sísmicas combinadas operadas de conformidad con la invención.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION La FIG. 1 muestra en vista en sección transversal una disposición de ejemplo para adquirir datos sísmicos de conformidad con la invención. Un buque de prospección sísmica 10 se mueve a lo largo de la superficie 11A de un cuerpo de agua 11 tal como un lago o el océano. El buque 10 generalmente incluye el equipo mostrado generalmente en 12 y referido para conveniencia como un "sistema de grabación". El sistema de grabación 12 puede incluir dispositivos (ninguno mostrado separadamente) para activar selectivamente fuentes de energía sísmica 14, 16 (explicado abajo), para activar y grabar las señales generadas por los sensores o receptores 20 (explicado abajo) en respuesta á energía sísmica impartida dentro del agua 11 y así dentro de las formaciones de roca 19, 21 abajo del lecho marino 13, y para determinar la posición geodésica del buque 10, las fuentes de energía sísmica 14, 16 y cada una de una pluralidad de sensores sísmicos o receptores 20 en cualquier tiempo.

El buque 10 es mostrado remolcando dos fuentes de energía sísmica 14, 16. Las fuentes de energía sísmica 14, 16 pueden ser de cualquier tipo de fuente de energía marina incluyendo pero no limitado a pistolas de aire comprimido y pistolas de agua, o arreglos de tales fuentes de energía. En el ejemplo mostrado en la FIG. 1 , las fuentes 14, 16 son remolcadas a sustancialmente la misma distancia detrás del buque 10 y a diferentes profundidades en el agua 11. En otros ejemplos, las fuentes 14, 16 pueden ser remolcadas por un buque diferente (no mostrado), o pueden estar en una posición fija (siempre que las profundidades sean diferentes como es mostrado en la FIG. 1). Por lo tanto, teniendo el buque de prospección 10 remolcando las fuentes 14, 16 no es un límite sobre el alcance de la presente invención.

El buque 10 también es mostrado remolcando un cable sísmico marino 18. Sin embargo, esta invención está relacionada generalmente con la fuente de energía, y por lo tanto puede ser puede usada junto con cualquier tipo de cable sísmico marino remolcado en cualquier configuración, cable de fondo marino, sensores desplegados en orificios de perforación, etc., y con cualquier tipo de sensores de recepción incluyendo pero no limitado a sensores de presión, sensores de gradiente de tiempo de presión, sensores de velocidad, acelerómetros, etc., o cualquier combinación de los mismos.

Durante operación de la disposición en la FIG. 1, en tiempos seleccionados después de un primer tiempo de retardo con relación al inicio de la grabación sísmica el sistema de adquisición 12 activa una primera de las fuentes de energía sísmica, por ejemplo, la fuente 14. La energía desde la primera fuente 14 viaja exteriormente desde ahí como es mostrado en 24. Algo de la energía viaja descendentemente donde ésta es reflejada en fronteras de ¡mpedancia acústica, por ejemplo, el lecho marino 13 y en las fronteras 15, 17 entre formaciones de roca diferentes 19, 21. Solamente las reflexiones del lecho marino son mostradas en la FIG. 1 para claridad de ilustración. Porciones viajando hacia arriba de la energía desde la primera fuente 14 son reflejadas desde la superficie del agua 1A como es mostrado en la FIG. 1. El sistema de grabación 12 está configurado para activar la segunda fuente de energía de energía sísmica, por ejemplo, la fuente 16, al final de un segundo retardo de tiempo seleccionado con relación al inicio de la grabación de datos sísmicos, o, alternativamente, después de un tiempo seleccionado antes o después de la activación de la primera fuente 14. La energía viajando exteriormente desde la segunda fuente 16 se mueve a lo largo de trayectorias similares como la energía desde la primera fuente 14 como es mostrado en 22 en la FIG. 1. En la presente invención, cada activación de ambas la primera y la segunda fuentes de energía símica con los retardos de tempo descritos arriba pueden ser referidas como una "secuencia de disparo". Los retardos de tiempo varían de secuencia de disparo a secuencia de disparo en una manera conocida, aleatoria, semi- aleatoria o sistemática. Generalmente, los retardos de tiempo son menores que un segundo, pero también pueden ser mayores. También es importante que los retardos de tiempo para el disparo de las fuentes sean diferentes en cada secuencia de disparo. La diferencia en retardo de tiempo entre disparar la primera fuente y la segunda fuente también debería variar en una manera conocida la cual puede ser aleatoria, semi-aleatoria o sistemática.

La FIG. 2 muestra la disposición de la FIG. 1 en vista de planta para ilustrar remolcar una pluralidad de cables sísmicos marinos separados lateralmente 18. Los cables sísmicos marinos 18 pueden ser mantenidos en sus posiciones longitudinales y laterales relativas con respecto al buque 10 usando equipo de remolque 23 de tipos bien conocidos en la técnica. Lo que también es mostrado en la FIG. 2 es que la primera fuente 14 y la segunda fuente 16 pueden ser desplazadas lateralmente (y/o desplazadas longitudinalmente en otros ejemplos) para evitar en el caso de que las fuentes 14, 16 sean pistolas de aire comprimido o arreglos de las mismas, que tener aire dispersado en el agua 11 desde la primera fuente 14 afecte la energía sísmica viajando ascendentemente desde la segunda fuente 16. Desplazamiento lateral y/o longitudinal es contemplado como siendo solamente unos pocos metros de tal manera que las fuentes 14, 16 proporcionan energía equivalente a esa la cual podría ocurrir si las fuentes 14, 16 estuvieran en el mismo plano vertical y a la misma distancia longitudinal detrás del buque, o expresada de manera diferente, a esencialmente la misma posición geodésica. Evitando tener aire dispersado sobre la segunda fuente 16 cuando es activada, el efecto de la superficie del agüa (11A en la FIG. 1) será, ajustado por profundidad de agua, sustancialmente el mismo que el efecto de eso sobre la pnmera fuente (14 en la FIG. 1).

La activación de la fuente y la grabación de señal explicada arriba son repetidas para una pluralidad de secuencias dé disparo mientras que el buque 10, las fuentes 14, 16 y los cables sísmicos marinos 18 se mueven a través del agua 11. Las grabaciones de señal hechas para cada secuencia de disparo por el sistema de grabación 12 pueden ser referidas como un "registro de disparo", y cada uno de tal registro de disparo incluirá, para cada receptor 20, señales correspondientes a la energía sísmica producida por ambos la primera fuente 14 y la segunda fuente 16.

Un método de ejemplo de conformidad con la invención será ahora explicado con referencia al diagrama de flujo en la FIG. 3. En 100 la primera fuente (14 en la FIG 1) es accionada. Tal accionamiento puede ser realizado usando un retardo de tiempo con respecto al inicio de la grabación de señal sísmica.

En 102, la segunda fuente (16 en la FIG. 1) puede ser activada en una pluralidad de secuencias de disparo con un retardo de tiempo diferente. El retardo de tiempo entre la activación de la primera fuente y la segunda fuente necesita variar de secuencia de disparo a secuencia de disparo, y puede ser negativo de tal manera que la activación de la segunda fuente puede preceder la activación de la primera fuente. El disparo de arriba de las primera y segunda fuentes usando retardos de tiempo variables con respecto al tiempo de grabación puede ser repetido para una pluralidad de secuencias de disparo. Para cada secuencia de disparo, los receptores en cada cable sísmico marino miden una señal, como es mostrado en 104 y también como es explicado arriba. El sistema de grabación (12 en la FIG. 1) puede hacer grabaciones de las señales producidas por los receptores en cada secuencia de disparo, nuevamente como se explicó arriba.

En 106, las señales medidas pueden ser clasificadas en grupos de posición de receptor común o algunos otros grupos consistiendo de trazas desde diferentes registros de disparo. Un grupo de posición de receptor común es un conjunto de trazas seleccionadas desde los registros de disparo en los cuales para cada traza el receptor está localizado a sustancialmente la misma posición geodésica en el tiempo de grabación de las trazas respectivas. Con referencia a la FIG. 1 , una primera secuencia de disparo puede generar una señal ("traza") para el receptor 20 más cercano al buque 10, por ejemplo. Cuando el buque 10 se ha movido de tal manera que el siguiente receptor 20 a lo largo del cable sísmico marino 18 está ubicado a sustancialmente la misma posición geodésica como estuvo el receptor más cercano en el tiempo de la primera secuencia de disparo, las fuentes 14, 16 puede ser activadas como se explicó arriba en una segunda secuencia de disparo. Las trazas grabadas desde el segundo receptor 20 en la segunda secuencia de disparo representarán un registro de posición de receptor común con respecto a las trazas grabadas desde el primer receptor en la primera secuencia de disparo. Debido a que las posiciones geodésicas de los receptores 20 pueden ser determinadas por el equipo (no mostrado separadamente) en el sistema de grabación 12 en cada secuencia de disparo, clasificar las trazas procesadas en grupos de posición de receptor común puede incluir seleccionar las trazas en las cuales las posiciones geodésicas del receptor desde las cuales las trazas son generadas son sustancialmente las mismas.

Con referencia una vez más a la FIG. 3, en 108, las señales recibidas pueden ser ajustadas en tiempo al tiempo de activación de la primera fuente. En algunos ejemplos, el tiempo de activación de la primera fuente y el inicio del tiempo de grabación pueden ser idénticos y tal ajuste del tiempo puede no ser usado en tales ejemplos. Ajuste del tiempo puede ser realizado, por ejemplo, desfasando en tiempo cada traza en cada grupo de posición de receptor común por el tiempo de retardo de la primera fuente en cada secuencia de disparo con respecto al inicio del tiempo de grabación de señal. La energía desde la primera fuente que ha sido ajustada en tiempo entonces será coherente en el grupo de receptor, mientras que la energía para la segunda fuente será incoherente. En 110, un filtro de coherencia u otra técnica puede ser aplicada a los grupos de traza de posición de receptor común después de ajuste de tiempo con respecto a disparar la primera fuente si es requerido extraer la porción de la señales grabadas resultando de la primera fuente (14 en la FIG. 1). Técnicas para extraer las señales de fuentes individuales activadas en los mismos registros sísmicos con retardos de tiempo variables son descritas, por ejemplo, en P. Akerberg, et al., Simultaneous source separation by sparse radon transform, 2008 Annual Meeting, Las Vegas, NV. Society of Exploration Geophysicists. Otra técnica es descrita en, S. Spitz, Simultaneous source separation: a prediction-subtraction approach, 2008 Annual Meeting, Las Vegas, NV, Society of Exploration Geophysicists.

En 1 12, los grupos de posición de receptor común entonces pueden ser ajustados en tiempo al tiempo de activación de la segunda fuente (16 en la FIG. 1) en cada secuencia de disparo. Ajuste de tiempo puede ser realizado, por ejemplo, desfasando en tiempo cada traza en cada grupo de posición de receptor común por el retardo de tiempo en cada secuencia de disparo. En 1 14, filtrado de coherencia, o, por ejemplo, la técnica descrita en la publicación de Akerberg et al., sustancialmente como se explicó arriba con referencia a 1 10 en la FIG. 3 puede ser realizado en las trazas de registro de disparo común ajustadas en tiempo de la segunda fuente.

En 1 16, las señales del componente viajando hacia abajo y viajando hacia arriba resultando de la primera fuente y de la segunda fuente pueden ser usadas en una técnica de procesamiento "encima/abajo" así llamada para extraer el efecto de la fuente fantasma. Un ejemplo de tal técnica es descrita en M. Egan et al., Full deghosting of OBC data with over/under source acquisition, 2007 Annual Meeting, San Antonio, Tx, Society of Exploration Geophysicists, referida en la sección de Antecedentes de la Invención en la presente. La técnica descrita en la referencia de Egan et al. está basada en una técnica de cable sísmico marino doble descrita en, B.

Posthumus, Deghosting using a twin streamer configuratioin, 52nd annual meeting, Copenhague, Dinamarca, European Association of Geoscientists and Engineers, 1990. Para resumir el método descrito en la publicación Postuma como es aplicada a la presente invención, las señales sísmicas originándose desde al primera fuente son corregidas en fase y amplitud con respecto a las señales sísmicas originándose desde la segunda fuente, y las señales corregidas son incorporadas como una suma pesada para generar señales con la señal fantasma removida. Técnicas para separar campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo con una configuración encima/abajo es descrito en D. Monk, Wavefield separation of twin streamer data, First Break Vol. 8, No. 3, Marzo 1990.

Trabajo previo sobre el método encima/abajo se ha enfocado en la aplicación a receptores sísmicos operados a diferentes profundidades en un cuerpo de agua (véase las referencias citadas arriba). Los receptores sísmicos generalmente tienen respuestas idénticas (amplitud y fase) en todas las profundidades aplicables. Por lo tanto no existe necesidad de aplicar correcciones de respuesta antes de combinar los conjuntos de datos desde las dos (o más) profundidades. Lo mismo no es verdad cuando la metodología aplicada a fuentes de energía sísmica, porque el campo de onda de fuentes de energía símica marina es sustancialmente sensible a la presión hidrostática, lo cual a su vez es una función de la profundidad de la fuente. Por lo tanto, en la metodología encima/abajo como es aplicado a las fuentes de energía sísmica existe una corrección adicional para las respuestas de fuente que necesitan ser aplicadas. Nótese que tal corrección podría ser innecesaria si las respuestas de fuente individual fueran diseñadas específicamente para estar cercanas a idénticas a una profundidad de referencia seleccionada con las mismas fuentes operando a diferentes profundidades. Existe una variedad de técnicas conocidas para diseñar, medir o calcular los campos de onda de fuentes sísmicas, las cuales tienen diferentes niveles de precisión. El campo de onda o posiciones seleccionadas en el campo de onda pueden ser medidos directamente (por ejemplo medición de campo lejano) o el campo de onda puede ser calculado con base en modelos físicos de la fuente. Existen varios métodos de monitoreo de fuente, los cuales determinan el campo de onda del arreglo de fuente de disparo a disparo, usando varios sensores dispuestos en el arreglo de fuente sísmica. Estos incluyen el Notional source method así llamado, por Antón Ziolkowski et al. (1982) y, por ejemplo, Method of Seismic Source Monitoring Using Modeled Source Signatures with Calibration Function, Patente de E.U.A. No. 7,218,572 publicado por Parkes y poseído comúnmente con la presente invención.

Un resultado de la separación de campo de onda encima/abajo es, en 1 16, la energía propagándose hacia abajo directamente y la energía con la señal fantasma viajando hacia arriba desde ambas fuentes separadas en los campos de onda separados.

Estos campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados son, en 1 18, propagados hacia la superficie del mar o a cualquier profundidad de referencia común seleccionada con base en profundidades de remolcado conocidas de las fuentes. La propagación puede ser realizada usando desfasamiento de tiempo dependiente del ángulo con base en las profundidades de fuente conocidas y ángulo de los frentes de onda entrantes recibidos, o por desfasamiento de fase lineal si la propagación es realizada en el dominio de frecuencia. Puesto que la superficie del mar (superficie del agua) representa un coeficiente de reflexión negativo, el campo de onda (con señal fantasma) viajando hacia arriba es entonces desfasado en fase 180 grados en 120. Finalmente los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo pueden ser sumados en 122. En esta manera, la mayor parte de la energía emitida por las dos fuentes puede ser usada constructivamente.

La FIG. 4 muestra una gráfica de la energía de salida con respecto a la frecuencia de un arreglo de fuente de pistola de aire comprimido, en la curva 80 contrastado con una gráfica en 82 de la energía de salida de una fuente similar con el mismo volumen total y energía de salida donde una mitad del arreglo es operado a una profundidad, y la otra mitad del arreglo a una profundidad diferente, y la señal procesada como se explicó arriba.

Los métodos de conformidad con la invención pueden proporcionar imágenes sísmicas con calidad mejorada debido a la mejora sustancial de la señal sísmica a través de la banda de frecuencia para hacer la suma constructiva de los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo desde la fuente(s).

Aunque la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos expertos en la técnica, habiéndose beneficiado de esta descripción, apreciarán que otras modalidades pueden ser ideadas las cuales no se desvian del alcance de la invención como se describió en la presente. En consecuencia, el alcance de la invención debería estar limitado únicamente por las reivindicaciones anexas.

Claims (20)

NOVEDAD DE LA INVENCION REIVINDICACIONES

1.- Un método para adquisición y procesamiento de señales sísmicas marinas para extraer campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo desde una fuente de energía símica, el método comprendiendo: desplegar por lo menos dos fuentes de energía sísmica marina a diferentes profundidades en un cuerpo de agua y a sustancialmente una misma posición longitudinal desde un buque símico; activar cada una de las fuentes de energía sísmica en una pluralidad de secuencias de disparo, cada secuencia teniendo un tiempo de retardo diferente, conocido, entre el disparo de cada fuente y un inicio de grabación de señal símica; grabar señales sísmicas correspondientes a cada secuencia de disparo; extraer energía sísmica correspondiente a cada una de las fuentes desde las señales sísmicas grabadas; y; extraer por lo menos uno de un campo de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo usando la energía sísmica extraída desde ahí.

2.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los tiempos de retardo varían en por lo menos una de una manera aleatoria, semi-aleatoria y sistemática entre secuencias de disparo.

3. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la extracción de energía sísmica de cada fuente comprende ajustar en tiempo la señales grabadas con respecto a un tiempo de disparo de cada fuente y filtrado de coherencia de las señales ajustadas en tiempo con respecto a los disparos de fuente ajustados en tiempo correspondientes.

4. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque adicionalmente comprende corregir por las diferencias en firmas de las fuentes remolcadas a diferentes profundidades.

5.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque adicionalmente comprende diseñar fuentes remolcadas a diferentes profundidades de tal manera que éstas tienen firmas casi idénticas.

6. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque las señales son medidas usando por lo menos uno de los sensores de presión, sensores sensibles a gradiente de tiempo de presión, sensores sensibles a gradiente de profundidad de presión, sensores sensibles a movimiento de partículas y combinaciones de los mismos.

7. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque adicionalmente comprende propagar los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados de cada fuente hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común, desfasar de fase 180 grados de uno del campo de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo, y sumar los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo desfasados de fase, propagados.

8.- El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo extraídos son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común usando desfasamientos de tiempo dependientes del ángulo con base en ángulos de emisión y profundidades de fuente conocidas.

9.- El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo extraídos son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común usando desfasamientos de fase lineales dependientes del ángulo en el dominio de la frecuencia.

10.- Un método para prospección símica marina, comprendiendo: separar campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo de energía sísmica emitida por al menos una fuente de energía sísmica marina; propagar los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados desde por lo menos una fuente hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común; desfasar de fase 180 grados uno del campo de onda Viajando hacia arriba y viajando hacia abajo; y sumar los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo desfasados de fase, propagados.

1 1. - El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común usando desfasamientos de tiempo dependientes del ángulo con base en profundidades de fuente conocidas y ángulos de emisión.

12. - El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común usando desfasamientos de fase lineales dependientes del ángulo en el dominio de la frecuencia.

13.- El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque uno del campo de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separado es desfasado de fase 180 grados antes de propagar los campos de onda hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común.

14.- El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común antes de desfasamiento de fase de 180 grados.

15.- El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque la energía sísmica es emitida por al menos dos fuentes operadas a diferentes profundidades y a sustancialmente una misma posición geodésica.

16 - Un método para prospección sísmica marina usando por lo menos dos fuentes de energía sísmica operadas a diferentes profundidades y a sustancialmente una misma posición geodésica de fuente, comprendiendo: separar la energía de cada una de las fuentes de las señales grabadas; separar los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo correspondientes a cada fuente de la energía separada; propagar los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados de cada fuente hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común; desfasar de fase 180 grados uno de los campos de onda propagados; y sumar los campos de onda propagados, desfasados de fase.

17.- El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común usando desfasamientos de tiempo dependientes del ángulo con base en profundidades de fuente conocidas y ángulos de emisión.

18. - El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separados son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común usando desfasamientos de fase lineales dependientes del ángulo en el dominio de la frecuencia.

19. - El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque uno del campo de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo separado es desfasado de fase 180 grados antes de propagar los campos de onda hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común.

20. - El método de conformidad con lá reivindicación 16, caracterizado además porque los campos de onda viajando hacia arriba y viajando hacia abajo son propagados hacia por lo menos una de una superficie de agua y una profundidad de referencia común antes de desfasamiento de fase de 180 grados.