MX2011008294A - Formacion de imagenes con mediciones vectoriales. - Google Patents

Abstract

Una técnica incluye recibir datos sísmicos, los cuales son indicativos de mediciones de presión y mediciones de gradiente de presión adquiridas en un estudio sísmico de al menos una formación subterránea. La técnica incluye modelar una imagen de la(s) formación(es) subterránea(s) en función de las mediciones de presión y de las mediciones de gradiente de presión. La técnica incluye determinar la imagen con base en la modelación.

Description

FORMACIÓN DE IMÁGENES CON MEDICIONES VECTORIALES" Campo de la Invención La invención se refiere en términos generales a la formación de imágenes con mediciones vectoriales.

Antecedentes de la Invención La exploración sísmica implica hacer estudios de formaciones geológicas subterráneas para yacimientos de hidrocarburos. Un estudio típicamente implica implementar fuentes sísmicas y sensores sísmicos en determinadas posiciones. Las fuentes generan ondas sísmicas, las cuales se propagan en las formaciones geológicas que crean cambios de presión y vibraciones en su trayecto. Los cambios en las propiedades elásticas de la formación geológica dispersan las ondas sísmicas, cambiando su dirección de propagación y otras propiedades. Parte de la energía emitida por las fuentes alcanza los sensores sísmicos. Algunos sensores sísmicos son sensibles a los cambios de presión (hidrófonos), otros al movimiento de partículas (por ejemplo, geófonos y/o acelerómetros), y estudios industriales pueden implementar únicamente un tipo de sensores o ambos. En respuesta a los eventos sísmicos detectados, los sensores generan señales eléctricas para producir datos sísmicos. El análisis de los datos sísmicos puede indicar después la presencia o ausencia de posiciones probables de yacimientos de hidrocarburos.

Algunos estudios son conocidos como estudios "marinos" porque se realizan en ambientes marinos. Sin embargo, los estudios "marinos" pueden realizarse no solamente en ambientes de agua salada, sino también en aguas dulces y salobres. En un tipo de estudio marino, llamado estudio de "barrido reticular", un arreglo de cables marinos y fuentes que contienen sensores sísmicos es remolcado detrás de una nave de estudios.

Breve Descripción de la Invención En una modalidad de la invención, una técnica incluye la recepción de datos sísmicos, los cuales son indicativos de mediciones de presión y mediciones de gradiente de presión adquiridas en un estudio sísmico de al menos una formación subterránea. La técnica incluye modelar una imagen de la(s) formación(es) subterránea(s) en función de las mediciones de presión y las mediciones de gradiente de presión. La técnica incluye determinar la imagen con base en el modelado.

En otra modalidad de la invención, un sistema incluye una interfaz y un procesador. La interfaz recibe datos sísmicos, los cuales son indicativos de mediciones de presión y mediciones de gradiente de presión adquiridas en un estudio sísmico de al menos una formación subterránea. El procesador procesa los datos sísmicos para determinar una imagen de la(s) formación(es) subterránea(s) con base en un modelo de la imagen en función de las mediciones de presión y las mediciones del gradiente de presión.

Las ventajas y otras características de la invención se volverán aparentes a partir de los siguientes dibujos, descripción y reivindicaciones.

Breve Descripción de las Figuras La Figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 2 es un diagrama de flujo que representa gráficamente una técnica para procesar datos sísmicos de acuerdo con una modalidad de la invención.

Las Figuras 3 y 4 son diagramas de flujo que representan gráficamente técnicas para generar una imagen de al menos una formación subterránea de acuerdo con modalidades de la invención.

La Figura 5 es un diagrama esquemático de un sistema de procesamiento de datos sísmicos de acuerdo con una modalidad de la invención.

Descripción Detallada de la Invención La Figura 1 representa gráficamente una modalidad 10 de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos de acuerdo con algunas modalidades de la invención. En el sistema 10, una nave de estudios 20 remolca uno o más cables marinos sísmicos 30 (un cable marino 30 a manera de ejemplo se representa gráficamente en la Figura 1) detrás de la nave 20. Los cables marinos sísmicos 30 pueden tener varios miles de metros de largo y pueden contener diversos cables de refuerzo (no se muestran), así como también cableado y/o circuitería (no se muestran) que pueden utilizarse para soportar la comunicación a lo largo de los cables marinos 30. En general, cada cable marino 30 incluye un cable primario en el cual se instalan los sensores sísmicos 58 que registran las señales sísmicas.

De acuerdo con modalidades de la invención, los sensores sísmicos 58 pueden ser únicamente sensores de presión o pueden ser sensores sísmicos de multí-componente. Para el caso de los sensores sísmicos de multi-componente, cada sensor es capaz de detectar un campo ondulatorio de presión y al menos un componente de un movimiento de partículas que se encuentra asociado con señales acústicas que están próximas al sensor sísmico de multi-componente. Los ejemplos de movimientos de partículas incluyen uno o más componentes de desplazamiento de partícula, uno o más componentes (componentes en línea (x), transversal (y) y vertical (z) (ver los ejes 59, por ejemplo)) de una velocidad de partícula y uno o más componentes de una aceleración de partícula.

Dependiendo de la modalidad particular de la invención, el sensor sísmico de multi-componente puede incluir uno o más hidrófonos, geófonos, sensores de desplazamiento de partículas, sensores de velocidad de partícula, acelerómetros, sensores de gradiente de presión, o combinaciones de los mismos.

Por ejemplo, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, un sensor sísmico de multi-componente particular puede incluir un hidrófono para medir la presión y tres acelerómetros alineados ortogonalmente para medir tres componentes ortogonales correspondientes de velocidad y/o aceleración de partícula cercanos al sensor sísmico. Se observa que el sensor sísmico de multi-componente puede implementarse como un solo dispositivo o puede implementarse como una pluralidad de dispositivos, dependiendo de la modalidad particular de la invención . Un sensor sísmico de multi-componente particular también puede incluir sensores de gradiente de presión, los cuales constituyen otro tipo de sensores de movimiento de partículas. Cada sensor de gradiente de presión mide el cambio en el campo ondulatorio de presión en un punto particular con respecto a una dirección particular. Por ejemplo, uno de los sensores de gradiente de presión puede adquirir datos sísmicos indicativos de, en un punto particular, la derivada parcial del campo ondulatorio de presión con respecto a la dirección transversal, y el otro sensor de gradiente de presión puede adquirir, un punto particular, datos sísmicos indicativos de los datos de presión con respecto a la dirección en línea.

El sistema de adquisición de datos sísmicos marinos 10 incluye una fuente sísmica 1 04 que puede formarse a partir de uno o más elementos de fuente sísmica, tales como martillos neumáticos, por ejemplo, los cuales se conectan a la nave - de estudios 20. Alternativamente, en otras modalidades de la invención, la fuente sísmica 1 04 puede operar independientemente de la nave de estudios 20, porque la fuente sísmica 104 ' puede acoplarse a otras naves o boyas, por mencionar unos ejemplos.

Debido a que los cables marinos sísmicos 30 son remolcados detrás de la nave de estudios 20, las señales acústicas 42 (una señal acústica 42 a manera de ejemplo se representa gráficamente en la Figura 1), frecuentemente denominada "disparos", son producidas por las fuentes sísmicas 104 y se dirigen hacia abajo a través de una columna de agua 44 dentro de los estratos 62 y 68 debajo de la superficie del agua 24. Las señales acústicas 42 se reflejan desde las diversas formaciones geológicas subterráneas, tales como una formación 65 a manera de ejemplo que se representa gráficamente en la Figura 1.

Las señales acústicas incidentes 42 que son adquiridas por las fuentes 40 producen señales acústicas reflejadas correspondientes, u ondas de presión 60, las cuales son detectadas por los sensores sísmicos 58. Se observa que las ondas de presión que son recibidas y detectadas por los sensores sísmicos 58 incluyen ondas de presión "ascendente" que se propagan hacia los sensores 58 sin reflejos, así como también ondas de presión "descendente" que son producidas por reflejos de las ondas de presión 60 provenientes de una frontera aire-agua 31.

Los sensores sísmicos 58 generan señales (señales digitales, por ejemplo), llamadas "vestigios", las cuales indican las mediciones adquiridas del campo ondulatorio de presión y el movimiento de partículas (si los sensores son sensores de movimiento de partículas). Los vestigios son registrados y pueden procesarse al menos parcialmente por una unidad procesadora de señales 23 que se despliega en la nave de estudios 20, de acuerdo con algunas modalidades de la invención. Por ejemplo, un sensor sísmico de multi-componente particular puede proporcionar un vestigio, el cual corresponde a una medición de un campo ondulatorio de presión por su hidrófono; y el sensor puede proporcionar uno o más vestigios que corresponden a uno o más componentes de movimiento de partículas, las cuales son medidas por sus acelerómetros.

El objetivo de la adquisición sísmica es conformar una imagen de un área de estudios para propósitos de identificación de formaciones geológicas subterráneas, tales como la formación geológica a manera de ejemplo 65. El análisis subsecuente de la representación puede revelar posiciones probables de yacimientos de hidrocarburos en formaciones geológicas subterráneas. Dependiendo de la modalidad particular de la invención, las porciones del análisis de la representación pueden realizarse en la nave de estudios sísmicos 20, tal como por la unidad procesadora de señales 23.

La formación de imágenes sísmica se utiliza para propósitos de producción de una imagen de la subsuperficie. Como se describe a continuación, los datos de medición de presión así como también los datos de gradiente de presión (de otro modo llamados datos vectoriales) pueden utilizarse para propósitos de generación de la imagen. Con objeto de preparar los datos sísmicos para la formación de imágenes, primeramente deben realizarse diversos pasos de procesamiento de datos. Por ejemplo, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, los datos sísmicos adquiridos por los- sensores sísmicos pueden procesarse de acuerdo con una técnica 100 que se representa gráficamente en la Figura 2.

Haciendo referencia a la Figura 2, la técnica 100 incluye procesar (bloque 104) los datos sísmicos para eliminar, o atenuar, el ruido. A este respecto, la eliminación de ruido se refiere a la eliminación del ruido relacionado con la adquisición, tal como el ruido de vibración, ruido inducido por el flujo, ruido proveniente de naves sísmicas cercanas, ruido proveniente de plataformas petroleras cercanas, etc.

Después de que se atenúa el ruido, la técnica 100 incluye procesar (bloque 108) los datos sísmicos para eliminar las ondas directas y cualesquier múltiples ondas de reflejo. Más específicamente, el campo ondulatorio registrado puede descomponerse en ondas que se dispersan varias veces: la onda directa, la cual no está dispersa; ondas primarias, las cuales se dispersan una vez; ondas dispersas dos veces; etc. Cuando se genera una imagen de la subsuperficie, se supone que todas las ondas excepto las ondas primarias han sido eliminadas de los datos sísmicos. Se observa que el bloque 108 puede implementarse utilizando múltiples técnicas convencionales de eliminación.

Después de la eliminación múltiple que se realiza en el bloque 108, los datos sísmicos se procesan para determinar un modelo de velocidad de fondo, de conformidad con el bloque 112. Por ejemplo, el análisis de velocidad de migración puede realizarse para derivar el modelo de velocidad de fondo.

Después de la atenuación de ruido (bloque 104), la eliminación múltiple (bloque 108) y la derivación del modelo de velocidad de fondo (bloque 112), los datos sísmicos resultantes pueden procesarse después (bloque 116) para determinar la imagen subsuperficial.

Como se describe en la presente, pueden utilizarse los datos de gradiente de presión por sí mismos o en conjunto con los datos de medición de presión para propósitos de generación de la imagen subsuperficial. Se supone que se han eliminado los múltiplos de los datos procesados, ya sea que estos datos incluyen o no los datos de medición de presión. Además, se supone en la presente que se ha derivado un modelo adecuado de velocidad de fondo utilizando, por ejemplo, análisis de velocidad de migración. La imagen subsuperficial puede derivarse de la siguiente manera. Las ondas de presión son modeladas por una aproximación de Born de primer orden, como se establece a continuación: Ec.1 u((r,s,o)) = I ( 2g(r,x, a))c(x)cb3(x) g(x, s, ?)??, donde "cb" representa el modelo de velocidad de fondo, el cual se supone que es conocido; "c" representa la perturbación de imagen, o función; "u ' representa la aproximación de Born de primer orden; - "g(r,s,w)" representa la función de Green, la cual corresponde al medio de fondo de las ondas excitadas en la fuente s y registradas en el receptor r.

La Ec. 1 supone que se ha aplicado la desconvolución de la fuente. Sin embargo, se observa que la desconvolución de la fuente no es esencial, ya que las técnicas que se describen en la presente pueden volver a aplicarse cuando no se ha aplicado la desconvolución de la fuente. Para el ejemplo específico representado gráficamente en la Ec. 1, una de las funciones de Green en la Ec. 1 se convoluciona con la forma de onda de la fuente.

El gradiente de presión puede derivarse al tomar la derivada de la presión u¡ con respecto a la posición del receptor r, comó se establece a continuación: La Ec. 2 describe, al primer orden, la propagación de las ondas del gradiente disperso (es decir, el "vector") a través del medio.

Dadas las ondas de presión modelada y de gradiente de presión descritas con anterioridad, las cuales son funciones de la función de imagen c, la función de imagen c puede derivarse a través de un proceso de inversión que involucra minimizar una función de costos. En particular, la función de costos (llamada "F" en la presente) puede minimizarse con respecto a la función de imagen c, expuesta a continuación: dF _ Ec.3 de La función de costos F puede describirse de la siguiente manera: donde "o", s °"ry" y "°"rz" son funciones de ponderación.

Dependiendo de la modalidad particular de la invención, una o más de las funciones de ponderación pueden establecerse igual a cero, aunque al menos una de las funciones de ponderación tiene un valor diferente a cero. Alternativamente, las funciones de ponderación pueden ser proporcionales a las matrices de covarianza, las cuales posiblemente pueden ser dependientes de la frecuencia. Alternativamente, pueden utilizarse otras técnicas para seleccionar los valores de ponderación.

En la Ecuación 4, las funciones w, wx, wy y wz son funciones de ponderación de formación de imágenes. Pueden establecerse iguales a uno, que es el caso de la mayoría de métodos de formación de imágenes que no se basan en métodos de rayos. Si las funciones de Green se calcula utilizando teoría de rayos, entonces las funciones de ponderación pueden determinarse utilizando el método desarrollado en Beylkin, G., 1985, Imaging of Discontínuities in The Inverse Scattering Problem by Inversión of a Causal Generalized Radon Transform (Formación de imágenes de discontinuidades en el problema de dispersión inversa por la inversión de una transformada de Radon generalizada causal), J. Math. Phys., 26, 99-108, en la cual se toman en cuenta los elementos fuera de la diagonal de la Hessiana. En la Ecuación 4, "u0(r,s,c«j)" representa la función de Green convolucionada con la forma de onda de la fuente.

A partir de la Ecuación 5, la imagen c puede derivarse utilizando, por ejemplo, las técnicas establecidas en Tarantola, a., 1984. Inversión of Seismic Reflection Data In The Acoustic Approximation (Inversión de datos de reflejo sísmico en la aproximación acústica), Geophycis, 49, 1259-1266 y en Publicación PCT No. WO2008/081156, titulada "ACCURATE SEISMIC PROCESSING TECHNIQUES" ("TÉCNICAS DE PROCESAMIENTO SÍSMICO PRECISO"), la cual se publicó el 10 de julio de 2008. En particular, la diagonal de las ecuaciones normales puede tomarse, como lo hace Tarantola. Alternativamente, pueden utilizarse métodos asintóticos para tomar encuentra los elementos fuera de la diagonal eligiendo la función de ponderación de manera apropiada, como se establece en Beylkin.

Para propósitos de derivación de una expresión explícita de la función de imagen c, puede utilizarse el método de Tarantola y la función de ponderación puede seleccionarse igual a uno. En este caso, la función de imagen c(x) puede representarse de la siguiente manera: donde "A" y "B" son de la siguiente manera: B = o)2^(eír.(r, s, ?)— vr.(r, s, oi)gri(r, x, ?)? (?, s, (ú))drdsdu) Ec.7 Si únicamente se utiliza el gradiente vertical de los datos de presión, la función de imagen c(x) puede escribirse de la siguiente manera: 3 S ?2(?(t,5,? - Uoir.s^^g r.x.oú^gCx^.co^drdsdai Ec.8 c(x c0(x) J a)4,a2)g(r,x,(D)g(x,s,ü))drdsdcú\ Debe observarse que la función de imagen c(x) puede asumir muchas formas diferentes, dependiendo de la modalidad particular de la invención. Además de las técnicas expuestas con anterioridad, la formación de imágenes también puede aplicarse sobre puntos medios, o puntos medios y compensaciones (donde el punto medio se define como m = (s+r)/2 y la compensación se define como h= (s-r)/2), una técnica que se realiza típicamente en la migración de Kirchhoff. Alternativamente, la condición de formación de imágenes para cada fuente puede aplicarse separadamente, como se realiza en la migración de ecuación de ondas.

En otras modalidades de la invención, la función de Green puede calcularse utilizando una técnica de modelado de formas de onda, tal como la teoría de rayos, la formación de imágenes de Kirchhoff, técnicas de haces, las cuales originan las condiciones de formación de imágenes de haces, ecuaciones unidireccionales, las cuales genera la migración de ecuaciones de ondas y diferenciación finita, lo cual da como resultado una migración de tiempo inverso. Por ejemplo, para la siguiente función de Green: g(r,s) = A(r,s)eicúT^ Ec.9 La formación de imágenes de Kirchhoff produce la siguiente función de imagen: Éc.10 En el dominio del tiempo, la función de imagen puede expresarse alternativamente de la siguiente manera: / [drz{r,s,t = T(r,x) + T(x,s)) - vrz(r,s,t = T(r,x) +T(x,s))^A(r,x)A(x,s)drds c(x) = c0 (x) 2 j ?2s?. \s(co A (r, x)A(x, s) | 2 drdsdco ' Ec.11 La migración de la ecuación de ondas puede representarse de la siguiente manera: • j(drz(r,s^)-vrz(r,s^ ^gtz(r,x^)g}z(x,s^ drdsd(ti Ec-12 0 f (ú2a2\g?z(r,x,tú)gz(x,s,ü))\drdsdü) donde "g4rz(r,x, )" representa la función de Green ascendente derivada del punto de dispersión hacia el receptor de la velocidad de partícula vertical y "g4rz(x,s, )" representa la función de Green correspondiente para formar el punto de dispersión a la fuente.

En resumen, la Figura 3 representa gráficamente una técnica 130 que puede aplicarse generalmente de acuerdo con las modalidades de la invención. La técnica 130 incluye la recepción (bloque 134) de datos sísmicos como los cuales son indicativos que mediciones de presión y gradiente de presión. Se modela una imagen de la subsuperficie (bloque 138) en función de las mediciones de presión y gradiente de presión. Se determina una imagen de la subsuperficie (bloque 142) con base en este modelo.

Más específicamente, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, puede utilizarse una técnica 150 que se representa gráficamente en la Figura 4. De conformidad con la técnica 150, la primera aproximación de Born de una onda de presión se modela en función de la imagen, de conformidad con el bloque 154, y la onda de gradiente de presión se modela como la derivada de la aproximación de Born de primer orden de la onda de presión con respecto a la posición del receptor en función de la imagen, de conformidad con el bloque 158. Después se determina una función de costos (bloque 162) con base en las mediciones de presión y gradiente de presión. Subsecuentemente se determina (bloque 166) un mínimo de la función de costos con respecto a la imagen para propósitos de determinación de la función de imagen c(x).

Haciendo referencia a la Figura 5, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, un sistema de procesamiento de datos 320 puede implementar al menos parte de las técnicas que se describen en la presente, tales como técnicas relacionadas para recibir datos sísmicos indicativos de las mediciones de presión y gradiente de presión adquiridas en un estudio sísmico de al menos una formación subterránea; modelar una imagen de la(s) formación(es) subterránea(s) en función de las mediciones de presión y gradiente de presión; con base en el modelado, determinar una imagen de la(s) formación(es) subterránea(s); modelar una onda de presión de una aproximación de Born de primer orden; modelar una onda de gradiente de presión como una derivada de la aproximación de Born de primer orden de una onda de presión con respecto a la posición del receptor; ponderar selectivamente los componentes de una función de representación de imágenes asociada con diferentes componentes de movimiento de partículas; desplegar la imagen en una pantalla 374 del sistema 320; etc.

El sistema 320 puede ubicarse en uno de los cables marinos 30, en cada cable marino 30, distribuido entre los cables marinos 30, en la fuente sísmica 104, en la nave de estudios 30, en una instalación terrestre remota, etc. De acuerdo con algunas modalidades de la invención, el sistema 320 puede incluir un procesador 350, tal como uno o más microprocesadores y/o microcontroladores.

El procesador 350 puede acoplarse a una interfaz de comunicaciones 360 para propósitos de recepción de datos indicativos de mediciones sísmicas, parámetros de modelo, parámetros geofísicos, parámetros de estudios, etc. Los datos pertenecientes a las mediciones sísmicas pueden ser datos de presión, datos de multi-componente, etc.

Como ejemplo no limitante, la interfaz 360 puede ser una interfaz de bus serial USB, una interfaz de red, una interfaz de medio extraíbíe (tal como una tarjeta flash, CD-ROM, etc.) o una interfaz de almacenamiento magnético (interfaces IDE o SCSI, como ejemplos). Consecuentemente, la interfaz 360 puede asumir numerosas formas, dependiendo de la modalidad particular de la invención.

De acuerdo con algunas modalidades de la invención, la interfaz 360 puede acoplarse a una memoria 340 del sistema 320 y puede almacenar, por ejemplo, diversos conjuntos de datos 348 de entrada y/o salida involucrados con las técnicas que se describen en la presente. La memoria 340 puede almacenar instrucciones de programa 344, las cuales cuando son ejecutadas por el procesador 350, pueden ocasionar que el procesador 350 realice al menos parte de las técnicas que se describen en la presente y desplegar los resultados obtenidos mediante la(s) técnica(s) en la batalla 374 del sistema 320, de acuerdo con algunas modalidades de la invención. Como se observa en la Figura 5, el sistema 320 puede incluir una interfaz de pantalla 370 que acopla el dispositivo de pantalla 374 al sistema 320.

Aunque se ha descrito la presente invención con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos expertos en la materia, que tienen el beneficio de esta descripción, observarán numerosas modificaciones variaciones a partir de la misma. Se pretende que las reivindicaciones anexas cubran todas esas modificaciones y variaciones que se encuentran dentro del espíritu y alcance de la presente invención.

Claims (22)

REIVINDICACIONES

1 . Un método que comprende: recibir datos sísmicos indicativos de las mediciones de presión y las mediciones de gradiente de presión adquiridas en un estudio sísmico de al menos una formación subterránea; modelar una imagen de al menos una formación subterránea en función de las mediciones de presión y las mediciones de gradiente de presión; y con base en el modelado, determinar la imagen.

2. El método según la reivindicación 1 , donde el modelado comprende: modelar una onda de presión en función de la imagen; modelar una onda de gradiente de presión en función de la imagen; determinar una función de costos con base en las mediciones de presión, las mediciones de gradiente de presión, la onda de presión modelada y la onda de gradiente de presión; y determinar un mínimo de la función de costos con respecto a la imagen.

3. El método según la reivindicación 2, donde el acto de modelar la onda de presión comprende: determinar una aproximación de Born de primer orden de la onda de presión.

4. El método según la reivindicación 2 , donde el acto de modelar la onda de gradiente de presión comprende: determinar una derivada de una aproximación de Born de primer orden de la onda de presión con respecto a una posición del receptor.

5. El método según la reivindicación 1 , donde la imagen se modela como una función que comprende los componentes asociados con diferentes ejes de gradiente, comprendiendo el método además: ponderar selectivamente los componentes.

6. El método según la reivindicación 5, donde el acto de ponderar selectivamente comprende: asignar una ponderación diferente a cero al menos a uno de los componentes.

7. El método según la reivindicación 5, donde el acto de ponderar selectivamente comprende: asignar una ponderación unitaria a cada uno de los componentes.

8. El método según la reivindicación 1 , donde los datos sísmicos comprenden datos adquiridos en un estudio sísmico remolcado.

9. El método según la reivindicación 1 , que comprende además: desplegar la imagen.

10. El método según la reivindicación 1 , donde las mediciones de gradiente de presión comprenden mediciones de velocidad de partícula.

1 1 . El método según la reivindicación 1 , que comprende además: procesar los datos sísmicos para eliminar el ruido proveniente de las mediciones de presión y de gradiente de presión.

12. El método según la reivindicación 1 , que comprende además: procesar los datos sísmicos para eliminar las múltiples ondas de reflejo provenientes de las mediciones de presión y de gradiente de presión.

1 3. El método según la reivindicación 1 , que comprende además: procesar los datos sísmicos para determinar un modelo de velocidad de fondo.

14. Un sistema, que comprende: una interfaz para recibir datos sísmicos indicativos de mediciones de presión y mediciones de gradiente de presión adquiridas en un estudio sísmico de al menos una formación subterránea; y un procesador para procesar los datos sísmicos a fin de determinar una imagen de al menos una formación subterránea con base en un modelo de la formación en función de las mediciones de presión y las mediciones de gradiente de presión.

1 5. El sistema según la reivindicación 14, donde la imagen se modela como una función que comprende componentes asociados con diferentes ejes de gradiente, y el procesador se adapta para ponderar selectivamente los componentes.

16. El sistema según la reivindicación 15, donde el procesador se adapta para asignar una ponderación diferente acero al menos a uno de los componentes.

17. El sistema según la reivindicación 15, donde el procesador se adapta para asignar una ponderación unitaria a cada uno de los componentes.

18. El sistema según la reivindicación 15, donde los datos sísmicos comprenden datos adquiridos en un estudio sísmico remolcado.

19. El sistema según la reivindicación 14, que comprende además: un cable marino para adquirir los datos sísmicos.

20. El sistema según la reivindicación 19, que comprende además: una nave para remolcar el cable marino.

21 . El sistema según la reivindicación 14, que comprende además: un dispositivo de pantalla, donde el procesador se adapta para desplegar la imagen en el dispositivo de pantalla.

22. El sistema según la reivindicación 14, donde el procesador se adapta además para procesar los datos sísmicos a fin de realizar al menos una de las siguientes: análisis de velocidad de migración, eliminación de múltiples reflejos y atenuación del ruido. RESUM EN U na técnica incluye recibir datos sísmicos, los cuales son indicativos de mediciones de presión y mediciones de gradiente de presión adquiridas en un estudio sísmico de al menos una formación subterránea. La técnica incluye modelar una imagen de la(s) formación(es) subterránea(s) en función de las mediciones de presión y de las mediciones de gradiente de presión. La técnica incluye determinar la imagen con base en el modelado.