MX2012015118A - Dispositivo y metodo para quitar desemfoque de datos de flujo de profundidad variable. - Google Patents

Abstract

Se describen un dispositivo de cómputo, instrucciones de computadora y método para quitar desenfoque de datos sísmicos relacionados con un subsuelo de un cuerpo de agua. El método incluye recibir datos sísmicos registrados por receptores sísmicos que son arrastrados por un recipiente, en donde los datos sísmicos son registrados en un dominio de tiempo-espacio y los receptores sísmicos están ubicados a diferentes profundidades (Zr) en el cuerpo de agua; modelar los datos sísmicos en una diapositiva o dominio de punto medio común como una función de operadores lineales que vuelve a formar fantasma del receptor para derivar un modelo; utilizar el modelo derivado para remover el fantasma receptor de los datos sísmicos para obtener datos sísmicos desenfocados; y generar una imagen final del subsuelo basándose en los datos sísmicos desenfocados.

Description

DISPOSITIVO Y MÉTODO PARA QUITAR DESENFOQUE DE DATOS DE FLUJO DE PROFUNDIDAD VARIABLE Referencia Cruzada con Solicitudes Relacionadas La presente solicitud se relaciona y reclama el beneficio de prioridad de la Solicitud Provisional de EUA 61/578,777 que tiene el título "Dispositivo y Método para Desenfocar Datos de Cable sísmico marino de Profundidad Variable", y cuyo autor es G. Poole, cuyo contenido se incorpora aquí como referencia en su totalidad.

Campo de la Invención Las modalidades de la presente invención aquí descritas se relacionan en general con métodos y sistemas y más en particular, con mecanismos y técnicas para retirar fantasmas de datos sísmicos recolectados por uno o más cables sísmicos marinos que tienen profundidades variables.

Antecedentes de la Invención En años pasados, el interés por desarrollar nuevos campos de producción de petróleo y gas ha incrementado dramáticamente. Sin embargo, la capacidad de los campos de producción con base terrestre está limitada. De este modo, la industria ha extendido la perforación en ubicaciones fuera de la costa, que parecen tener una vasta cantidad de combustibles fósiles. La perforación fuera de la costa es un proceso muy costoso. De este modo, aquéllos interesados en tales inversiones tan costosas para inspecciones geográficas pueden decidir en donde perforar o no (para evitar pozos secos).

La adquisición y procesamiento de datos sísmicos marinos generan un perfil (imagen) de la estructura geofísica (sub-superficie) bajo el suelo marino. Aunque este perfil no proporciona una ubicación exacta para el petróleo y el gas, sugiere a aquellos con experiencia en la técnica, la presencia o ausencia de gas y/o petróleo. De este modo, el proporcionar una imagen de alta resolución de la sub-superficie es un proceso continuo para la explotación de recursos naturales, incluyendo entre otros, petróleo y/o gas.

Durante un proceso de recolección de datos sísmicos, como se muestra en la Figura 1, una embarcación remolca múltiples detectores 12. Los múltiples detectores 12 están dispuestos a lo largo del cable. El cable 14 junto con los detectores 12 correspondientes algunas veces son llamados, por las personas experimentadas en la técnica, como cable sísmico marino 16. La embarcación 10 puede remolcar múltiples cables sísmicos marinos 16 al mismo tiempo. Los cables sísmicos marinos pueden estar dispuestos en forma horizontal, es decir, tendidos a una profundidad ?¦] constante con relación a la superficie 18 en el océano. También, los múltiples cables sísmicos marinos 16 pueden formar un ángulo constante (es decir, los cables sísmicos marinos pueden estar inclinados) con respecto a la superficie del océano, como se describe en la Patente de Estados Unidos de América No. 4,992,992, cuyo contenido se incorpora aquí como referencia en su totalidad. La Figura 2 muestra una configuración en donde todos los detectores 12 están distribuidos a lo largo de una línea 14 recta inclinada que forma un ángulo constante con una línea 30 horizontal de referencia.

Con referencia a la Figura 1, la embarcación 10 también remolca una fuente 20 de sonido configurada para generar una onda 22a acústica. La onda 22a acústica se propaga hacia abajo y penetra el suelo 24 marino, eventualmente, siendo reflejada por una estructura 26 reflectora (reflector R). La onda 22b acústica reflejada se propaga hacia arriba y es detectada por el detector 12. Para simplificar, la Figura 1 muestra solamente dos trayectorias 22a correspondientes a la onda acústica. Sin embargo, la onda acústica emitida por la fuente 20 puede ser una onda esencialmente esférica, por ejemplo, se propaga en todas direcciones empezando desde la fuente 20. Las partes de la onda 22b acústica reflejada (primarias) se registran por los diferentes detectores 12 (las señales registradas se llaman trazas), mientras las partes de la onda 22c reflejada pasan los detectores 12 y llegan a la superficie 18 del agua. Ya que la interfaz entre el agua y el aire se parece mucho a un reflector cuasi-perfecto (es decir, la superficie del agua actúa como un espejo para las ondas acústicas), la onda 22c reflejada se refleja de regreso hacia el detector 12, como se muestra por la onda 22d en la Figura 1. La onda 22d normalmente es referida como una onda fantasma, ya que esta onda se debe a un reflejo espurio. Los fantasmas son registrados también por el detector 12, pero con una polaridad invertida y un retardo de tiempo con relación a la onda 22b primaria. El efecto degenerativo que la llegada del fantasma tiene en el ancho de banda sísmico y la resolución es bien conocido. En esencia, la interferencia entre la primaria y las llegadas de'fantasmas provocan muescas o huecos en el contenido de frecuencia registrado por los detectores.

Las trazas se pueden utilizar para determinar la sub-superficie (es decir, la estructura de la tierra por debajo de la superficie 24) y para determinar la posición y la presencia de reflejos 26. Sin embargo, los fantasmas alteran la exactitud de la imagen final de la sub-superior y por al menos esta razón, existen varios métodos para remover los fantasmas, es decir, desenfocar, a partir de los resultados de un análisis sísmico.

Las Patentes de Estados Unidos de América No. 4,353,121 y No. 4,992,992, cuyo contenido se incorpora aquí como referencia en su totalidad, describen procedimientos de procesamiento que permiten que los fantasmas sean removidos de los datos sísmicos registrados con el uso de un dispositivo de adquisición que incluye un cable sísmico marino sísmico inclinado a un ángulo (dentro del orden de 2 grados) hasta la superficie del agua (cable sísmico marino inclinado).

Con el uso de cables sísmicos marinos inclinados, es posible alcanzar una supresión de fantasma durante la operación de recolección de datos (durante las operaciones de pre-apilado). De hecho, los datos adquiridos son redundantes y el procedimiento de procesamiento incluye un paso de sumado o "apilado" para obtener una imagen final de la estructura de la sub-superficie desde los datos redundantes. La supresión de fantasma se lleva a cabo en la técnica durante el paso de apilado, ya que los registros que contribuyen al apilado, que han sido registrados por varios receptores, tienen muescas a diferentes frecuencias, de modo que la información faltante debido a la presencia de una muesca en un receptor sísmico se obtiene de otro receptor.

Además, la Patente de Estados Unidos de América No. 4,353,121 describe un procedimiento de procesamiento de datos sísmicos con base en los siguientes pasos conocidos: (1) recolección de punto de profundidad común; (2) extrapolación de una dimensión (1D) sobre una superficie horizontal o "la captura de datos"; (3) Corrección de Movimiento de salida normal (NMO) y (4) sumado o apilado.

La captura de datos es un procedimiento de procesamiento en donde los datos de N detectores sísmicos Dn (con posiciones (xn, zn), en donde n = 1... N y N es un número natural, x¡ = ?,, pero z¡ es diferente que z¡, con i' y j que toman valores entre 1 y N), se utiliza para sintetizar datos que corresponden a los detectores sísmicos que tienen las mismas posiciones xn horizontales y la misma profundidad z0 de referencia constante para todos los detectores sísmicos.

La captura de datos se llama 1D cuando se supone que las ondas sísmicas se propagan en forma vertical. En este caso, el procedimiento incluye aplicar en cada registro de dominio de tiempo adquirida por un detector sísmico determinado un retardo o un desplazamiento estático correspondiente al tiempo de propagación vertical entre la profundidad zn real de un detector Dn y una profundidad z0 de referencia.

Similar a la Patente de Estados Unidos de América No. 4,353,121, la Patente de Estados Unidos de América No, 4,992,992 propone reconstituir de los datos sísmicos registrados con datos sísmicos del cable sísmico marino inclinado como si fuesen registrados por un cable horizontal. Sin embargo, la Patente de Estados Unidos de América No. 4,992, 992 toma en cuenta la propagación no vertical de las ondas sísmicas al reemplazar el paso de la captura de datos 1D de la Patente de Estados Unidos de América No. 4,353,121 con un paso de la captura de datos 2D. El paso de la captura de datos 2D toma en cuenta el hecho de que la propagación de las ondas no es necesariamente vertical, a diferencia de lo que se supone que sea el caso en el paso de la captura de datos 1D propuesto por la Patente de Estados Unidos de América No. 4,353,121.

Los métodos descritos en las Patentes de Estados Unidos de América No. 4,353,121 y No. 4,992,992 son procedimientos de procesamiento sísmico en una dimensión y en dos dimensiones. Sin embargo, tales procedimientos no se pueden generalizar en tres dimensiones. Esto se debe a que un intervalo de muestreo en los sensores en la tercera dimensión es determinado por la separación entre los cables sísmicos marinos, dentro del orden de 150 m, que es mucho mayor que el intervalo de muestreo de los sensores a lo largo de los cables sísmicos marinos, que está dentro del orden de 12.5 m. También, los procedimientos existentes pueden aplicar un paso de quitar fantasmas al inicio del procesamiento, lo cual no siempre es eficiente.

De este modo, los métodos antes descritos no son apropiados para los datos sísmicos recolectados con cables sísmicos marinos que tienen un perfil curvo, como se ilustra en la Figura 3. Tal configuración tiene un cable sísmico marino 52 con un perfil curvo definido por tres cantidades z0, s0 y hc paramétricas. Se debe notar que no todo el cable sísmico marino tiene que tener el perfil curvo. El primer parámetro z0 indica la profundidad del primer detector 54a con relación a la superficie 58 del agua. El segundo parámetro s0 se relaciona con la inclinación de la parte inicial del cable sísmico marino 52 con relación a la línea 64 horizontal. El ejemplo mostrado en la Figura 3 tiene una inclinación s0 inicial igual a esencialmente el 3 por ciento. Se debe hacer notar que el perfil del cable sísmico marino 52 en la Figura 3 no está dibujado a escala ya que la inclinación del 3 por ciento es una cantidad relativamente pequeña. El tercer parámetro hc indica la longitud horizontal (distancia a lo largo del eje X en la Figura 3 medida desde el primer detector 54a) de la porción curva del cable sísmico marino. Este parámetro puede estar en el intervalo de cientos a miles de metros.

Para tales cables sísmicos marinos, un proceso de quitar fantasmas ha sido descrito en la Solicitud de Patente de Estados Unidos de América No. de Serie 13/272,428 (aquí '428) con su autor R. Soubaras, cuyo contenido se incorpora aquí como referencia en su totalidad. De conformidad con el '428, un método para retirar fantasmas utiliza una deconvolución de unión para la migración y las imágenes de migración de espejo para generar una imagen final en la sub-superficie. El retirar fantasmas se realiza al final del procesamiento (durante una fase de formación de imágenes) y no al inicio, como con el método tradicional. Además, el '428 describe que no se lleva a cabo un paso de la captura de datos en los datos.

Sin embargo, los métodos existentes necesitan un campo de velocidad con el fin de alcanzar el retiro de fantasmas. De este modo, cuando hay un caso en donde el campo de velocidad no está disponible, existe la necesidad de un método que tenga la capacidad, en particular, para los pasos del pre-procesamiento tal como captura datos de velocidad o demultiplicación para retirar los fantasmas de los datos sin conocimiento del campo de velocidad. De conformidad con esto, sería deseable proporcionas sistemas y métodos que tengan tales capacidades.

Breve Descripción de la Invención De conformidad con una modalidad ejemplificativa, se proporciona un método para recibir datos sísmicos sin fantasma relacionados con una sub-superficie de un cuerpo de agua. El método incluye el paso de recibir los datos sísmicos registrados por los receptores (12) sísmicos que son remolcados por una embarcación, en donde los datos sísmicos se registran en el dominio de tiempo-espacio y los receptores (12) sísmicos están ubicados a diferentes profundidades (zr) en el cuerpo de agua, un paso de modelar los datos sísmicos en una dominio de punto medio común o disparo como una función de los operadores lineales que re-enfocan al receptor para derivar un modelo, un paso de usar el modelo derivado para remover el fantasma del receptor de los datos sísmicos para obtener datos sísmicos sin fantasma y un paso para generar una imagen final de la sub-superficie con base en los datos sísmicos sin fantasma.

De conformidad con otra modalidad ejemplificativa, se proporciona un dispositivo de computación configurado para retirar fantasmas de los datos sísmicos relacionados con la sub-superficie de un cuerpo de agua. El dispositivo de computación incluye una interfaz configurada para recibir los datos sísmicos registrados por los receptores sísmicos que son remolcados por una embarcación, en donde los datos sísmicos se registran en el dominio de tiempo-espacio y los receptores sísmicos están ubicados a diferentes profundidades (zr) en el cuerpo de agua y un procesador conectado con la interfaz. El procesador está configurado para modelar los datos sísmicos en un dominio de punto medio común o disparo como una función de los operadores lineales que vuelven a poner fantasmas en el receptor para derivar un modelo, utilizar el modelo derivado para remover el fantasma del receptor de los datos sísmicos para obtener datos sísmicos sin fantasma, y generar una imagen final de la sub-superficie con base en los datos sísmicos sin fantasma.

De conformidad con otra modalidad, se proporciona un medio legible por computadora que incluye instrucciones ejecutables por computadora, en donde las instrucciones, cuando se ejecutan por el procesador, implementan un método como se menciona en el párrafo anterior.

Breve Descripción de los Dibujos Los dibujos acompañantes, que se incorporan aquí y que constituyen una parte de la especificación, ilustran una o más modalidades y junto con la descripción, explican estas modalidades, en los dibujos: La Figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema de adquisición de datos sísmicos convencional que tiene un cable sísmico marino horizontal.

La Figura 2 es un diagrama esquemático de un sistema de adquisición de datos sísmicos convencional que tiene un cable sísmico marino inclinado.

La Figura 3 es un diagrama esquemático de un sistema de adquisición de datos sísmicos que tiene un cable sísmico marino con perfil curvo.

La Figura 4 es un diagrama esquemático de un receptor sísmico y los componentes primario y de fantasma asociados, de conformidad con una modalidad ejemplificativa.

La Figura 5 es un diagrama de flujo de un método para retirar fantasmas de datos sísmicos, de conformidad con una modalidad ejemplificativa.

La Figura 6 es una gráfica que ¡lustra datos no procesados sintéticos registrados por los receptores sísmicos.

La Figura 7 es una gráfica que ¡lustra los datos con fantasma sintéticos determinados por el método de conformidad con las modalidades ejemplificativas.

La Figura 8 es una gráfica que ilustra datos sin fantasma determinado por el método de conformidad con la modalidad ejemplificativa.

La Figura 9 es un diagrama de flujo del método para retirar fantasmas de datos sísmicos, de conformidad con una modalidad ejemplificativa.

La Figura 10 es un diagrama de flujo de otro método para retirar fantasmas de datos sísmicos, de conformidad con una modalidad ejemplificativa; y La Figura 11 es un diagrama esquemático de un dispositivo de computación configurado para implementar un método para retirar fantasmas, de conformidad con. una modalidad ejemplificativa.

Descripción Detallada de la Invención La siguiente descripción de las modalidades ejemplificativas se refiere a los dibujos acompañantes. Los mismos números de referencia en los diferentes dibujos identifican elementos iguales o similares. La siguiente descripción detallada no limita la invención. En su lugar, el alcance de la invención se define por las reivindicaciones anexas. Las siguientes modalidades se describen, para simplificar, con respecto a una propagación de onda-campo de dos dimensiones (2D). Sin embargo, las modalidades a ser descritas no están limitadas a los campos de onda 2D, sino que también pueden aplicar en campos de onda 3D.

La referencia a través de la especificación a "una modalidad" o " la modalidad" significa que una estructura o característica particular descrita en conexión con una modalidad está incluida en por lo menos una modalidad de la materia descrita. De este modo, la aparición de las frases "una modalidad" o "la modalidad" en varios lugares a través de la especificación no necesariamente se refiere a la misma modalidad. Además, las características o estructuras particulares se pueden combinar en cualquier forma apropiada en una o más modalidades.

De conformidad con una modalidad ejemplificativa, una representación modificada de un algoritmo Radon de mínimos cuadrados se utiliza simultáneamente para modelar los campos de onda primario y de fantasma, así como re-Ios datos de los campos de onda desde el cable sísmico marino (receptor) a ia superficie del mar u otra superficie deseada. El método supone que los componentes primario y de fantasma son bien descritos por ondas planas y utiliza una transformación tau-p para transformar los datos sísmicos recolectados con el cable sísmico marino de profundidad variable (por ejemplo, con perfil curvo). Los datos sísmicos registrados incluyen amplitudes de múltiples formas de ondas y los tiempos asociados para un espectro de frecuencia determinado. La transformación tau-p es un caso especial de una transformación Radon, en donde los datos de entrada se descomponen como una serie de líneas rectas en el mismo dominio de tiempo-espacio y las líneas rectas se copian en puntos en el dominio tau-p. Por ejemplo, los eventos hiperbólicos (por ejemplo, aquellos en los grupos de disparo) en el dominio de tiempo-espacio se asocian con las curvas elípticas en el dominio tau-p. Este proceso es referido como apilado-inclinado ya que para producir el dominio tau-p, los datos de entrada se pueden apilar a lo largo de una serie de líneas rectas.

Para cada rebanada de frecuencia (cuando los datos sísmicos registrados han sido transformados dentro del dominio de frecuencia), una transformación tau-p estándar resuelve la ecuación de desplazamiento de fase d = Lp 0) Más específicamente, considerando que d representa los datos de entrada para una recolección de punto de 20 disparo de n trazas para un desplazamiento de frecuencia, p es el dominio tau-p que contiene las m trazas de lentitud, y L es la pila inclinada invertida, la ecuación se puede re-escribir en una forma de matriz como: Un desplazamiento t de tiempo de cada elemento de la matriz depende del desplazamiento de cada traza en metros (xn) y la lentitud de la traza p en segundos/metros (sm) y por esta razón, solamente se muestra un elemento de matriz genérica (n, m) en la matriz L anterior. El desplazamiento de la traza es determinado por la distancia entre la fuente sísmica que dispara las ondas sísmicas y un receptor que registra la traza, mientras la lentitud se define como el seno del ángulo de incidencia dividido por la velocidad de los campos de onda en el agua. De este modo, el desplazamiento de tiempo puede ser escrito como T -X»s>»- De conformidad con una modalidad ejemplificativa, las ecuaciones anteriores se modifican para alcanzar una transformación tau-p libre de fantasmas en los datos de la superficie del mar con base en las propiedades de propagación de onda plana de los componentes primario y fantasma. Con respecto a esto, la Figura 4 muestra la propagación del rayo de los componentes primario y fantasma para una lentitud particular y la forma en que estos datos de los datos de superficie libre de fantasma se transforma en invertido, las trazas de salida serán generadas desde los componentes primario y fantasma separados.

La Figura 4 muestra un receptor 12 que tiene una profundidad zr (y otros receptores 12 que tienen diferentes profundidades) con relación a la superficie 18 del mar y un desplazamiento xn con relación a una fuente 20. El componente P primerio se muestra llegando al receptor 12 desde la sub-superficie a ser investigada, mientras el componente G llega al receptor 12 desde la superficie 18 del mar. Cuando esos dos componentes son re-Ios datos en la superficie 18 del mar, entonces e! componente primario llega a los datos de superficie con un desplazamiento más largo (con Ah en la Figura 4, es decir, xn + Ah) que la del receptor y el componente fantasma llega a los datos de la misma superficie con un desplazamiento más corto (también Ah en la Figura 4, es decir, xn. Además, el componente primero es el tiempo avanzado por con relación a los datos de superficie, mientras el componente fantasma experimenta un retardo de tiempo de vw&x ( en ,joncje Vw es |a velocidad de sonido en el agua.

Con el uso de la trigonometría y los dos triángulos mostrados en la Figura 4, el ángulo T de incidencia (con relación a la vertical) es determinado por ?1?? = s™u* . El desplazamiento (para ambos, el primario y el fantasma) es determinado por &h = zrtand, en donde zr es la profundidad del receptor, que puede ser diferente para cada receptor de un cable sísmico marino. Por último, el retardo ?t de tiempo es determinado por: Con base en las ecuaciones anteriores, la pila L inclinada invertida modifica para contener los componentes primario y fantasma en donde R es el coeficiente de reflexión en la superficie del mar (usualmente -1) y t?G y Tgh son los retardos de tiempo de los componentes primario y fantasma, respectivamente. El retardo de tiempo para el componente primario es determinado por: Mientras el retardo de tiempo para el fantasma es determinado por: A ciertas frecuencias, las ecuaciones anteriores se pueden volver inestables cuando los componentes fantasma y primario son aproximadamente iguales. Por esta razón, en una modalidad ejemplificativa, la diagonal de LHL (en donde LH es la hermitiana (conjugado y transposición) de L) se amortigua o el componente de L se puede reemplazar solamente con el componente primario. En forma alternativa, un límite en el arranque de amplitud puede ser impuesto mientras que todavía aplica un retiro de fantasma de fase completa.

Habiendo medido d, la p de la transformación tau-p se puede calcular con el uso de la transformación L novedosa. En una aplicación, la ecuación (2) se puede resolver usando la inversión de mínimos cuadrados, por ejemplo, la factorización Choletsky, la descomposición LU, los gradientes conjugados, etc. La p de la transformación tau-p resultante puede entonces invertirse-transformarse en e! dominio de frecuencia para generar una recolección de disparo. En una modalidad ejemplificativa, la p de la transformación tau-p se invierte-transforma con ? ~ e *mf"-" para remover el fantasma y dejar los datos en los datos original. En otra modalidad ejemplificativa, la p de la transformación tau-p se invierte- transforma con «¿n = <?"""A"i'" para remover el fantasma y emitir los datos a cero los datos. En otra modalidad ejemplificativa, la p de la transformación tau-p" se invierte-transforma para re-Ios datos con o sin refantasma para el los datos definido por el usuario. En este caso, los retardos de tiempo Xpr y t9h se vuelven a calcular con base en los datos definido por el usuario.

En una aplicación, al restar el estimado primario de los datos de entrada se puede utilizar para encontrar ei estimado del fantasma. Un método similar se puede usar para volver a dar fantasma a los datos generados por este proceso. Una formulación alternativa que usa una versión modificada de la transformación de número de onda también se puede usar.

Aunque las modalidades antes descritas suponen una propagación 2D de los campos de onda, las ecuaciones se pueden extender a 3D; en donde se utiliza la lentitud en las direcciones del desplazamiento-x y en el desplazamiento-y. La ¡mplementación 3D trabaja en todos los cables sísmicos marinos desde un disparo completo 3D (o un super-disparo en el caso de datos de onda-azimut) para que tenga acceso a los desplazamientos en las direcciones x- y y-.

Cuando el muestreo del desplazamiento-y se considera demasiado burdo para una ¡mplementación de 3D completa, se puede utilizar una extensión del algoritmo 2D que hace uso de un estimado de lentitud en la dirección de desplazamiento-y. Tal estimado puede venir desde el campo de velocidad RMS (las derivadas de la curva de movimiento en la dirección de desplazamiento-y serán usadas como la lentitud, en este caso) o desde mediciones profundas en la dirección cruzada.

Otra extensión más allá del Radon lineal puede ser usar los dominios Radon parabólico o hiperbólico. En el caso de Radon hiperbólico, un solo punto en el dominio tau-p se asociará con los eventos ascendentes y descendentes separados en el dominio de disparo con base en los receptores con los datos variable.

Las modalidades antes descritas tienen algo en común, todos modelan los datos de entrada a través de ecuaciones lineales que están diseñadas para aplicar el re-Ios datos, así como la aplicación de fantasma como una transformación invertida desde el modelo para el espacio de datos. Una vez que las ecuaciones han sido resueltas, se supone que el dominio de transformación hace una representación de los datos de entrada libres de fantasma.

. Una o más de las modalidades ejemplificativas antes descritas se pueden implementar en un método para procesar datos sísmicos. De conformidad con la modalidad ejemplificativa ilustrada en la Figura 5, se proporciona un método que funciona en una pre-pila para retirar el fantasma y/o para re-Ios datos los datos sísmicos registrados con un cable sísmico marino que tiene profundidades variables del receptor. El método incluye el paso 500 de recibir los datos de entrada para una recolección de punto de disparo para un intervalo de desplazamientos 2D. Los datos incluyen las amplitudes de forma de onda registrados en momentos determinados (t) y desplazamientos (x). Los datos en el dominio de tiempo-espacio se transforman en el paso 502 por una transformación Fourier (FFT) dentro del dominio frecuencia-espacio. En este paso, cada traza de los datos de entrada puede transformarse con FFT. Entonces, los datos en el dominio de frecuencia-espacio se dividen en rebanadas de frecuencia.

En el paso 504, la ecuación d = Lp se resuelve para cada rebanada con el uso del algoritmo de gradientes conjugados, que es conocido en la técnica como se describe antes. De este modo, el paso 504 requiere la aplicación de L seguido por la aplicación de LH para determinar p. el método itera a través de cada rebanada hasta que se considera la última rebanada. Cuando la última rebanada es resuelta, en el paso 506 se detecta que el método puede avanzar al paso 508. En el paso 508, la p de la transformación tau-p se obtiene al ensamblar sus componentes calculados en forma iterativa en los pasos 504 y 506.

En el paso 510 la p de la transformación tau-p se invierte-transforma en una de las configuraciones antes descritas, es decir, remover el fantasma y dejar los datos en los datos original o remover el fantasma y los datos de salida en cero los datos o re-Ios datos con o sin el volver a aplicar el fantasma. En forma alternativa, e! estimado primario se puede remover de los datos de entrada para encontrar un estimado del fantasma.

Sin considerar la transformación utilizada en el paso 510, los datos primarios y/o de fantasma se utilizan en el paso 512, en un procesador o en otro dispositivo de computación dedicado, para generar una imagen de la sub-superficie investigada. Se debe hacer notar que el método anterior se puede implementar en un dispositivo de computación dedicado (a ser descrito más tarde) y no se puede utilizar mentalmente para generar imágenes de la sub-superficie.

Para ejemplificar las ventajas del presente método, la Figura 6 muestra los datos no procesados sintéticos generados por la computadora y al simular los datos de entrada registrados por los receptores y provistos en el paso 500 anterior. La Figura 6 muestra múltiples formas de onda registradas en los desplazamientos x y en los tiempos t. Por ejemplo, las curvas 600 y 602 pueden corresponder al reflejo del fondo del agua y a un reflejo para la característica R, como se muestra en la Figura 4. Cada uno de estas curvas incluye partes de múltiples trazas. Una traza 604 son los datos registrados por un solo receptor sísmico, por ejemplo, un hidrófono o un geófono. La traza 604 incluye tanto al componente 604a primario (forma de onda negra) y el componente 604b fantasma (forma de onda blanca). Al aplicar el proceso ilustrado en la Figura 5, el componente de fantasma se puede separar como se muestra en la Figura 7 y los datos sin fantasma se obtienen como se muestra en la Figura 8. La imagen de la característica R se puede determinar de los datos fantasma mostrados en la Figura 7 o a partir de los datos sin fantasma mostrados en la Figura 8 o a partir de ambos. Se debe hacer notar que el modelo puede estimar el fantasma y este estimado se resta de los datos de entrada (datos registrados) o el modelo emite el estimado primario mejor que hacer un estimado de la energía fantasma y restarla desde la entrada. Al hacer esto último es posible emitir la primaria en los datos de superficie, a las profundidades originales en el cable, o en cualquier otro los datos.

Ya que el método antes descrito trabaja en datos pre-apilados, el método con ventaja, se puede utilizar para retirar el fantasma y/o re-Ios datos los datos sísmicos con una pre-pila de los datos variable del receptor sin necesidad de conocer el campo de velocidad. Esto hace un método con diferentes ventajas sobre otros métodos, en particular, para los pasos de pre-procesamiento, tal como la captura de datos de velocidad o la demultiplicación.

De conformidad con una modalidad ejemplificativa ilustrada en la Figura 9, se proporciona un método para retirar el fantasma de datos sísmicos relacionados con una sub-superficie de un cuerpo de agua. El método incluye un paso 900 de recibir datos sísmicos registrados por receptores sísmicos remolcados por una embarcación, en donde los datos sísmicos se registran en el dominio de tiempo- espacio y los receptores sísmicos están ubicados a diferentes profundidades (zr) en el cuerpo de agua, el paso 902 de aplicar una transformación Fourier en los datos sísmicos para transformarlos en datos d sísmicos en un dominio de frecuencia-espacio, un paso 904 de usar la transformación L Radon modificada para determinar la p de la transformación tau-p con base en los datos d sísmicos en el dominio de frecuencia-espacio; un paso 906 de invertir-transformar la p de la transformación tau-p para obtener datos sin fantasma con un los datos determinado; y un paso 908 de generar una imagen final de la sub-superficie con base en los datos sin fantasma con el los datos determinados. La transformación L Radon modificada incluye un primer término para un componente (P) primario y un segundo término para el componente (G) fantasma.

De conformidad con otra modalidad ejemplificativa, se proporciona un método para retirar el fantasma del receptor de datos sísmicos relacionado con una sub-superficie de un cuerpo de agua. El método incluye un paso 1000 de recibir los datos sísmicos registrados por los receptores sísmicos que son remolcados por una embarcación, en donde los datos sísmicos se registran en el dominio de tiempo-espacio y los receptores sísmicos están ubicados a diferentes profundidades (zr) en el cuerpo de agua; un paso 1002 de modelar los datos sísmicos en un dominio de punto medio común o de disparo como una función de los operadores lineales que vuelven a aplicar el fantasma en el receptor para derivar un modelo; un paso 1004 de usar el modelo derivado para remover el fantasma del receptor de los datos sísmicos para obtener datos sísmicos sin fantasma; y un paso 1006 para generar una imagen final de la sub-superfície con base en los datos sísmicos sin fantasma.

Los procesos y métodos antes descritos se pueden implementar en un dispositivo de computación ilustrado en la Figura 11. El hardware, firmware, software o una combinación de los mismos se puede utilizar para llevar a cabo los diferentes pasos y operaciones aquí descritas. El dispositivo 1100 de computación de la Figura 11 es una estructura de computación ejemplificativa que se puede utilizar en conexión con tal sistema.

El dispositivo 1100 de computación ejemplificativo apropiado para llevar a cabo las actividades descritas en las modalidades ejemplificativas puede incluir un servidor 1101. Tal servidor 1101 puede incluir un procesador (CPU) 1102 central acoplado con una memoria 1104 de acceso aleatorio (RAM), y con una memoria 1106 de solamente lectura (ROM). La ROM 1106 puede ser también otro tipo de medio de almacenamiento para almacenar programas, tal como una ROM programable (PROM); una PROM borrable (EPROM), etc. El procesador 1102 puede comunicarse con los otros componentes internos y externos a través de la circuitería 1108 de entrada/salida (l/O) y con barras conductoras 1110 para proporcionar las señales de control y sus similares. El procesador 1102 lleva a cabo una variedad de funciones que son bien conocidas en la técnica, como instrucciones de software y de hardware.

El servidor 1101 también puede incluir uno o más dispositivos de almacenamiento de datos, incluyendo discos duros 1112, dispositivos 1114 CD-ROM, y otro hardware con la capacidad de leer y/o almacenar información, tal como un DVD; etc. En una modalidad, el software para llevar a cabo los pasos antes descritos se puede almacenar y distribuir en una CD-ROM o en un DVD 1116, un dispositivo 1118 de almacenamiento USB u otra forma de medios con la capacidad de almacenar información en forma portable. Estos medios de almacenamiento se pueden insertar y pueden leerse por dispositivos tales como un dispositivo 1114 de CD-ROM, un disco 1112 duro, etc. El servidor 1101 puede estar acoplado con una pantalla 1120, que puede ser cualquier tipo de pantalla o pantalla de presentación conocidas en la técnica, tal como pantallas LCD, una pantalla de plasma, tubos de rayos catódicos (CRT); etc. Una interfaz 1122 de entrada del usuario es provista, incluyendo uno o más mecanismos de interfaz del usuario, tal como un mouse, un teclado, un micrófono, un cojín de tacto, una pantalla de tacto, un sistema de reconocimiento de voz, etc.

El servidor 1101 puede estar acoplado con otros dispositivos, tales como fuentes, detectores, etc. El servidor puede ser parte de una configuración de red más grande en una red de área global (GAN), tal como la Internet 1128, que permite la conexión final con los diferentes dispositivos de computación terrestres y/o móviles.

Las modalidades ejemplificativas descritas proporcionan un dispositivo de computación y un método para el procesamiento de datos sísmicos. Se debe entender que esta invención no tiene la intención de limitar la invención. Por el contrario, las modalidades ejemplificativas tienen la intención de abarcar alternativas, modificaciones y equivalentes que puedan estar incluidos en el espíritu y alcance de la invención, como se define por las reivindicaciones anexas. Además, en la descripción detallada de las modalidades ejemplificativas, se establecen muchos detalles para proporcionar una mayor comprensión de la invención reclamada. Sin embargo, las personas experimentadas en la técnica podrán comprender que las modalidades ejemplificativas se pueden practicar sin tales detalles específicos.

Aunque las características y los elementos de las presentes modalidades ejemplificativas se describen en las modalidades con combinaciones particulares, cada característica o elemento se puede utilizar solo sin otras características o elementos de las modalidades o en varias combinaciones con o sin otras características y elementos aquí descritos.

Esta descripción escrita utiliza ejemplos de la materia para permitir a las personas experimentadas en la técnica practicar la misma, incluyendo hacer y usar cualquier dispositivo o sistema y llevar a cabo cualquier método incorporado. El alcance patentable de la materia se define por las reivindicaciones y puede incluir otros ejemplos contemplados por las personas experimentadas en la técnica. Tales otros ejemplos tienen la intención de estar dentro del alcance de las reivindicaciones.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un método para retirar el fantasma de un receptor de datos sísmicos relacionado con una sub-superficie de un cuerpo de agua, el método está caracterizado porque comprende: recibir datos sísmicos registrados por receptores sísmicos que son remolcados por una embarcación, en donde los datos sísmicos se registran en un dominio de tiempo-espacio y los receptores sísmicos están ubicados a diferentes profundidades (zr) en el cuerpo de agua; modelar los datos sísmicos en un dominio de punto medio común o de disparo como una función de los operadores lineales que vuelven a aplicar el fantasma en el receptor para derivar un modelo; con el uso del modelo derivado, remover el fantasma del receptor desde los datos sísmicos para obtener datos sísmicos sin fantasma; y generar una imagen final de la sub-superficie con base en los datos sísmicos sin fantasma.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los operadores lineales se relacionan con. una transformación tau-p invertida, modificada que incluye un primer término que toma en cuenta el primer retardo de tiempo (Tpr) para un componente (P) primario y un segundo término que toma en cuenta el segundo retardo de tiempo (Tgh) para el componente (G) fantasma.

3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el primer retardo de tiempo (Tpr) se relaciona con el tiempo necesario para que el componente (P) primario viaje desde el receptor sísmico a la superficie del mar y un segundo retardo de tiempo ?) se relaciona con el tiempo necesario para que el componente (G) fantasma viaje desde la superficie del mar al receptor sísmico.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los datos sísmicos se registran por los receptores sísmicos provistos en un cable sísmico marino de profundidad variable.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: aplicar la inversión de mínimos cuadrados para resolver la ecuación d = Lp para p, en donde L es un operador lineal, p es un modelo libre de fantasma del receptor de datos sísmicos y d son los datos registrados en sí.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el modelo derivado se usa para calcular un componente primario o para calcular el componente fantasma y para restar el componente fantasma de los datos sísmicos registrados.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: modelar simultáneamente los componente primario y fantasma con un operador L lineal.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: aplicar un operador (L -™ - e "r- ') para remover el componente fantasma y mantener los datos sísmicos en los datos determinados.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: aplicar un operador (^.m3*"""^"1) para remover el componente fantasma y cambiar el los datos determinado a los datos cero.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: volver a los datos el modelo con o sin la re-aplicación de fantasma en otro los datos.

11. Un dispositivo de computación configurado para retirar el fantasma de datos sísmicos relacionados con la sub-superficie de un cuerpo de agua, el dispositivo de computación está caracterizado porque comprende: una interfaz configurada para recibir datos sísmicos registrados por receptores sísmicos que son remolcados por una embarcación, en donde los datos sísmicos se registran en el dominio de tiempo-espacio y los receptores sísmicos están ubicados a diferentes profundidades (zr) en el cuerpo de agua; y un procesador conectado con la interfaz y configurado para: modelar los datos sísmicos en un dominio de punto medio común o de disparo como una función de los operadores lineales que vuelven a aplicar el fantasma en el receptor para derivar un modelo; usar el modelo derivado para remover el fantasma del receptor desde los datos sísmicos para obtener datos sísmicos sin fantasma; y generar una imagen final de la sub-superficie con base en los datos sísmicos sin fantasma.

12. El dispositivo de computación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque los operadores lineales se relacionan con una transformación tau-p invertida, modificada que incluye un primer término que toma en cuenta en primer retardo de tiempo (Tpr) para el componente (P) primario y un segundo término que toma en cuenta el segundo retardo {t ) para el componente (G) fantasma.

13. El dispositivo de computación de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el primer retardo de tiempo (Tpr) se relaciona con el tiempo necesario para que el componente (P) primario viaje desde el receptor sísmico a la superficie del mar y el segundo retardo de tiempo (Tgh) se relaciona con el tiempo necesario para que el componente (G) fantasma viaje desde la superficie del mar al receptor sísmico.

14. El dispositivo de computación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque los datos sísmicos se registran por receptores sísmicos provistos en un cable sísmico marino de profundidad variable.

15. El dispositivo de computación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el procesador está configurado para: aplicar la inversión de mínimos cuadrados para resolver la ecuación d = Lp para p, en donde L es un operador lineal, p es un modelo libre de fantasma del receptor de datos sísmicos y d son los datos registrados en si.

16. El dispositivo de computación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el modelo derivado se usa para calcular un componente primario o para calcular el componente fantasma y para restar el componente fantasma de los datos sísmicos registrados.

17. El dispositivo de computación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el procesador también está configurado para: modelar simultáneamente los componente primario y fantasma con un operador L lineal.

18. El dispositivo de computación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el procesador también está configurado para: aplicar un operador (L -m =* ™'/Xl")para remover el componente fantasma y mantener los datos sísmicos en los datos determinados; aplicar un operador para (£?w» = e Ln,™ = e~I,n/¾im) para remover el componente fantasma y un cambio en los datos determinado a los datos cero.

19. El dispositivo de computación de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el procesador está configurado para: volver a los datos del modelo con o sin la re-aplicación de fantasma en otro datos.

20. Un medio legible por computadora que incluye instrucciones ejecutables por computadora, en donde las instrucciones, cuando se ejecutan por un procesador, implementan un método para retirar el fantasma de datos sísmicos relacionados con la sub-superficie de un cuerpo de agua, las instrucciones están caracterizadas porque comprenden; recibir datos sísmicos registrados por receptores sísmicos que son remolcados por una embarcación, en donde los datos sísmicos se registran en un dominio de tiempo-espacio y los receptores sísmicos están ubicados a diferentes profundidades (zr) en el cuerpo de agua; modelar los datos sísmicos en un dominio de punto medio común o de disparo como una función de los operadores lineales que vuelven a aplicar el fantasma en el receptor para derivar un modelo; usar el modelo derivado para remover el fantasma del receptor desde los datos sísmicos para obtener datos sísmicos sin fantasma; y generar una imagen final de la sub-superficie con base en los datos sísmicos sin fantasma.