REMOLQUE ANCHO HABILITADO POR CABLE SÍSMICO MARINO DE M U LTIC O M PO N E N TES
Campo de la Invención La presente invención pertenece a la investigación sísmica marina y en particular, a investigaciones con adaptaciones remolcadas. Antecedentes de la Invención La exploración sísmica comprende la investigación de los depósitos de hidrocarburos de las formaciones geológicas subterráneas. Una investigación generalmente comprende el desplegar las fuentes acústicas y los sensores acústicos en ubicaciones previamente determinadas. Las fuentes imparten ondas acústicas en las formaciones geológicas. A las ondas acústicas algunas veces también ríos referimos como "ondas de presión" debido al modo en que ellas se propagan. Las características de la formación biológica reflejan las ondas de presión para los sensores. Los sensores reciben las ondas reflejadas, las cuales son detectadas, acondicionadas y procesadas para generar los datos sísmicos. El análisis de los datos sísmicos puede entonces indicar las ubicaciones probables de depósitos de hidrocarburos. Algunas investigaciones son conocidas como investigaciones "marinas" debido a que son realizadas en ambientes marinos. Observar que las investigaciones marinas
pueden ser conducidas no solamente en ambientes de agua salada, sino también en ambientes de agua fresca y agua dulce. A un tipo de investigación marina nos podemos referir como una investigación de "adaptación remolcada". En una investigación de adaptación remolcada, una embarcación de investigación remolca una adaptación de cable sísmico que se extiende linealmente desde la embarcación de investigación. Cada cable sísmico o "capturador", incluye una variedad de instrumentos que proporcionan un número de funciones. Algunos de estos instrumentos generalmente receptores acústicos denominados "hidrófonos", reciben las ondas reflejadas que generan los datos como se describió anteriormente. En las investigaciones marinas convencionales, los cables sísmicos son generalmente remolcados con una separación de entre 50 y 100 metros. Esta especificación del diseño se origina de la teoría del muestreado espacial separado, el cual consta de la separación máxima adaptable para la detección de la adaptación de la señal sísmica del lado ancho y la discriminación y supresión del ruido lineal del lado ancho. La separación máxima del cable, a la vez, impone un límite en la cobertura de la adaptación del receptor de línea cruzada general, ya que el número total de cables sísmicos está restringido por la capacidad de remolque de cualquier embarcación sísmica determinada. Esta limitación en la separación tiene un número de
consecuencias importantes. Por ejemplo, limita la difusión máxima de la adaptación, lo cual aumenta el número de pasos que debe tomar la embarcación de investigación con la adaptación remolcada para cubrir la adaptación de investigación. Esto aumenta el costo de la investigación. También impone restricciones tecnológicas en la investigación. Por ejemplo, limita el ángulo de incidencia de las ondas acústicas, tanto en los reflectores en la formación geológica subterránea así como los receptores de los capturadores. La presente invención está enfocada a resolver, o al menos reducir uno o todos de los problemas mencionados anteriormente. Breve Descripción de la Invención La presente invención incluye, en sus muchos aspectos y modalidades, un método y aparato para utilizarlo en investigaciones sísmicas marinas de adaptación remolcada. Más particularmente, el método comprende acceder a un conjunto de datos sísmicos de multicomponentes adquiridos en una investigación sísmica marina de remolque ancho, e interpolar un conjunto de datos sísmicos de los datos sísmicos adquiridos en la dirección de la línea cruzada, de modo que los datos sísmicos adquiridos e interpolados combinados cubren los requerimientos de la teoría del muestreo espacial separado para la detección de la adaptación de la señal sísmica de lado ancho y la discriminación y supresión del ruido lineal del lado
ancho. En algunos aspectos, la presente invención incluye medios de almacenamiento programados y/o computadoras programadas para utilizarse para ejecutar dicho método. El aparato es una adaptación de remolque ancho y comprende una pluralidad de capturadores separados por una separación de cable que excede la separación máxima de cable para la detección de la señal sísmica de la adaptación del lado ancho y la discriminación y supresión del ruido lineal del lado ancho como es determinado por la teoría de muestreo espacial separado. Breve Descripción de los Dibujos La presente invención puede ser entendida haciendo referencia a la siguiente descripción tomada en conjunto con los dibujos adjuntos en los cuales los números de referencia similares identifican elementos similares, y en los cuales: La figura 1A y la figura 1B ilustran una investigación sísmica marina practicada de acuerdo con un aspecto de la presente invención; La figura 2 ilustra conceptualmente una adaptación de sensor para la investigación sísmica marina de las figuras 1A y 1B; La figura 3 muestra porciones seleccionadas de la arquitectura del hardware y del software de un aparato de cómputo tal como el que puede ser empleado en algunos aspectos de la.presente invención;
La figura 4 ilustra un sistema de cómputo en el cual algunos aspectos pueden ser practicados en algunas modalidades de la presente invención; La figura 5 ilustra un sistema de coordenadas Cartesianas empleada en la descripción de la modalidad ilustrada; La figura 6 ilustra una modalidad particular y un método practicado de acuerdo con un aspecto de la presente invención;
La figura 7 ilustra gráficamente una interpolación para una sola posición del receptor la cual puede ser reiterada para cubrir los requerimientos técnicos de la teoría del muestreo espacial separado; La figura 8 ilustra gráficamente una interpolación para una sola posición del receptor alternativo al mostrarla a la figura 7; y La figura 9 ¡lustra una modalidad particular y método practicados de acuerdo con otro aspecto de la presente invención; Aunque la presente invención es susceptible a diferentes modificaciones y formas alternativas, los dibujos ilustran en detalle modalidades específicas aquí descritas, a modo de ejemplo. Sin embargo, deberá quedar entendido que la presente descripción de las modalidades específicas no pretende limitar la presente invención a las formas particulares descritas, sino por el contrario, la intención es cubrir todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que se encuentren dentro del
espíritu y alcance de la presente invención definido por las reivindicaciones adjuntas. Descripción Detallada de la Invención Ahora se describirán a continuación las modalidades ilustrativas de la presente invención. Por razones de claridad, no se describen todas las características de la implementación real en esta descripción. Por supuesto, se apreciará que en el desarrollo de cualquiera de dichas modalidades reales, deberán tomarse numerosas decisiones específicas de la implementación para lograr las metas específicas de los desabolladores, tales como el cumplimiento con las restricciones relacionadas con el sistema y relacionadas con el negocio, las cuales variarán de una implementación a otra. Además, deberá apreciarse que dicho esfuerzo de desarrollo aunque complejo y que consume tiempo sería una rutina que se emprendería por parte de aquellos expertos en la técnica que tienen el beneficio de la presente descripción. En general, y en un primer aspecto, la presente invención incluye un método y aparato por medio del cual son adquiridos los datos sísmicos utilizando una adaptación "de remolque ancho". Una adaptación de "remolque ancho" es una adaptación en la cual excede la separación máxima del cable para la detección de la adaptación de la señal sísmica del lado ancho y la discriminación y supresión del ruido lineal del lado ancho determinado por la teoría de muestreo espacial separado. En
general, esto significa una adaptación en la cual la separación del cable de línea cruzada excede de aproximadamente 100 m. Los datos adicionales son interpolados/extrapolados, de los cuales son adquiridos, para cubrir los requerimientos técnicos de la teoría del muestreo espacial separado. Los datos adquiridos e interpolados/extrapolados juntos entonces se aproximan de manera razonable a los datos resultantes de la investigación de la adaptación remolcada convencional. Sin embargo, los datos combinados pueden ser adquiridos de una manera mucho más económica y proporcionar ventajas técnicas sobre los datos adquiridos en las adaptaciones remolcadas convencionalmente. En la modalidad ilustrada, el método depende de la adquisición de datos sísmicos de multicomponentes debido a la técnica de interpolación/extrapolación empleada y explicada más adelante. Las figuras 1A y 1B ilustran un sistema de investigación de adaptación remolcada 100 en una investigación de adaptación remolcada 101, y ambas de las cuales son modalidades de ejemplo de sus aspectos respectivos de la presente invención. En esta modalidad particular, el sistema de investigación 100 generalmente incluye una adaptación 103 remolcada por una embarcación de investigación 106 a bordo de la cual se encuentra un aparato de cómputo 109. La adaptación remolcada 103 comprende ocho capturadores sísmicos marinos 112 (solamente uno indicado) que pueden, por ejemplo, ser
cada uno de 6 km de largo. Observar que el número de capturadores 112 de la adaptación remolcada 103 no es material para la práctica de la presente invención. Por lo tanto, en modalidades alternativas, se pueden emplear diferentes cantidades de capturadores 112. En algunas modalidades, los capturadores del exterior 112 de la adaptación 103 podrían estar separados, por ejemplo, por tanto como de 770 m a 1,120 m, opuestos a las distancias convencionales de, por ejemplo, 700 m. Observar que las distancias aquí explicadas son
"aproximadas". Como se usa en la presente descripción, el ¦ término "aproximado" reconoce lo que es generalmente conocido en la técnica - es decir, que es difícil mantener consistentemente la posición de los capturadores 112 en toda la investigación sísmica 101 completa. Las condiciones ' ambientales, tales como las olas y los vientos, frecuentemente empujan todos o parte de los capturadores 112 fuera de sus ; posiciones deseadas durante la investigación sísmica 101. Por consiguiente, como se explica adicionalmente más adelante, los 1 capturadores 112 incluyen los aparatos de colocación que ayudan a compensar estos tipos de factores. Sin embargo, ocurren las desviaciones de las posiciones deseadas y éstas podrían afectar la separación del cable de línea cruzada. El término "aproximadamente" es un reflejo de esta realidad e indica las desviaciones de las distancias modificadas que se
encuentran dentro de un grado generalmente aceptado por aquellos de la industria en este concepto. La adaptación remolcada 103, es una adaptación "ancha" debido a que los capturadores 112 están separados por una separación de cable de línea cruzada "ancha". Como lo podrán apreciar aquellos expertos en la técnica, la separación máxima del cable es una función de la frecuencia de la señal sísmica con la cual es realizada la investigación sísmica 101. Por lo tanto, la separación de cable de línea cruzada convencional de ejemplo de 100 m mencionada anteriormente, es determinada de las frecuencias de las señales generalmente utilizadas en la práctica convencional, por ejemplo, 6 Hz a 120 Hz. De un modo similar, la difusión de línea cruzada de ejemplo de 770 m a 910 m es una función de aquellas mismas frecuencias. Si son utilizadas frecuencias significativamente diferentes para las señales de investigación sísmica, la distancia de la separación de línea cruzada máxima variará de acuerdo con estas frecuencias. Si una separación de línea cruzada es "ancha" de acuerdo con la presente invención, por lo tanto no lo es tanto para una función de distancia, sino más bien una función de la distancia en relación con la distancia lograda en la práctica convencional sin la práctica de la presente invención. - i Una fuente sísmica 115 también como se muestra remolcada por la embarcación de investigación 106. Observar que, en modalidades alternativas, la fuente sísmica 115 puede
no ser remolcada por la embarcación de investigación 106. En vez de ello, la fuente sísmica 115 puede ser remolcada por una segunda embarcación (no mostrada) suspendida desde una boya (tampoco mostrada), o desplegada de algún otro modo conocido en la técnica. Las fuentes sísmicas conocidas incluyen fuentes de impulso, tales como explosivos y pistolas de aire, y fuentes vibratorias las cuales emiten ondas con una amplitud en un espectro de amplitud y frecuencia más controlable. La fuente sísmica 115 puede ser ¡mplementada utilizando cualquiera de dichas fuentes conocidas en la técnica. En una modalidad ilustrada, la fuente sísmica 115 comprende una pistola de aire o una adaptación de pistolas de aire. Al frente de cada capturador 112 se encuentra un desviador 118 (solamente uno indicado) y en la parte posterior de cada capturador 112 se encuentra una boya de cola 120 (solamente una indicada). El desviador 118 coloca lateralmente o en la dirección de línea cruzada el extremo frontal 113 del capturador 112 más cercano a la embarcación de investigación 106. La boya de cola 120 crea el arrastre en el extremo de la cola 114 del capturador 112 lo más lejos de la embarcación de investigación 106. La tensión creada en el capturador 112 por el desviador 118 y la boya de cola 120 da como resultado una forma lineal simple del capturador 112 mostrada en la figura 1. Localizada entre el desviador 118 y la boya de cola 120 se encuentra una pluralidad de cables sísmicos de aparatos de
colocación de cable sísmicos conocidos como "aves" 122. Las aves 122 pueden estar localizadas en intervalos regulares a lo largo del cable sísmico, tales como de cada 200 a 400 metros. En esta modalidad particular, las aves 122 son utilizadas para controlar la profundidad en la cual los capturadores 112 son remolcados, generalmente unos cuantos metros. En una modalidad particular, las aves dirigibles 118 son implementadas en sus investigaciones sísmicas con alas dirigibles Q-fin™ como son empleadas por Western Geco, el cesionario de la presente invención. Los principios de diseño, operación y uso de dichas aves dirigibles se encuentran en la Solicitud Internacional PCT documento WO 00/20895, titulada "Sistema de Control para Colocar los Capturadores Sísmicos Marinos", presentada de acuerdo con el Tratado Cooperación de Patente el 28 de Septiembre, 1999, en el nombre de Services Petroliers Schlumberger como se cesionarios de los inventores 0yvind Hillesund y asociados, ("la solicitud '895"). Sin embargo, cualquier tipo de aparato dirigible puede ser empleado. Por ejemplo, se describe una segunda modalidad en la Solicitud Internacional PCT documento Número WO 98/28636, titulado "Aparatos de Control para Controlar la Colocación de un Capturador Sísmico Marino", presentada en Diciembre 19, 1997, a nombre de Geco AS como cesionario del inventor Simón Bittleston ("la solicitud '636"). En algunas modalidades, las
aves 118 pueden hasta ser omitidas. El capturador 112 también incluye una pluralidad de sondas instrumentadas 124 (solamente una indicada) distribuidas a lo largo de su longitud. Las sondas incrementadas 124 se alojan en la modalidad ilustrada, en el sensor acústico 200 (por ejemplo, un hidrófono) tal como es conocido en la técnica, y en el sensor de movimiento de partículas 203, ambos mostrados conceptualmente en la figura 2. En los sensores de movimiento de partículas 203 mide no solamente la magnitud del paso de los frentes de las ondas sino también su dirección. Los elementos de percepción de los sensores de movimiento de partículas pueden ser, por ejemplo, un medidor de velocidad o un acelerómetro. Los sensores de movimiento de partícula adecuados se describen en: Solicitud de Patente Norteamericana Serie Número
/792,511, titulada "Sensor de Movimiento de Partículas para Capturadores del Sensor Sísmico Marino" presentada en Marzo 3, 2004, a nombre de los inventores Stig Ruñe Lennart Tenghamn y Andre Stenzel (publicada en Septiembre 8, 2005, como la Publicación Número 2005/0194201 ); La Solicitud de Patente Norteamericana Serie .Número 10/233,266, titulada "Aparato y Métodos Para la Recolección de Datos Geofísicos Marinos Multicomponentes", presentada en Agosto 30, 2002, a nombre de los inventores Stig Ruñe Lennart Tenghamn y asociados (publicada en marzo 4 de 2004, como la
Publicación Número 2004/0042341); y Las Cartas de Patente Norteamericanas Número 3,283,293, tituladas "Detector de Velocidad de Partículas y Medios para Cancelar los Efectos de las Perturbaciones de Movimiento aplicadas a las mismas", nombrando a G. M. Pavey, Jr. y asociados, como inventores, y emitida en Noviembre 1, 1966. Cualquier sensor de movimiento de partículas adecuado conocido en la técnica puede ser utilizado para implementar el sensor de movimiento de partículas 203. Por lo tanto, sería posible distinguir los datos que representan los frentes de ondas que se propagan hacia arriba, tales como los reflejos 135, de los frentes de onda que se propagan hacia abajo, tales como los reflejos de múltiplos 150. En general, es deseable para la medición del ruido de los sensores de movimiento de partícula 203 que sean medidos tan cerca del punto de los datos sísmicos que son adquiridos por los sensores acústicos 200 de una manera razonablemente posible. Una mayor distancia entre la adquisición de los datos del ruido y adquisición de datos sísmicos significará menos exactitud en la medición del ruido en el punto de la adquisición de datos sísmicos. Sin embargo, no es necesario si el sensor de movimiento de partícula 203 se ha colocado junto con el sensor acústico 200 dentro de la sonda de sensor 124. El sensor de movimiento de partícula 203 solamente necesita estar
localizado lo suficientemente cercano al sensor acústico 200, de modo que el ruido que éste adquiere razonablemente representa componentes de ruido de los datos sísmicos adquiridos. Los sensores de las ondas instrumentadas 124 pueden transmitir datos representativos de la cantidad detectada en los cables eléctricos del capturador 112. Los datos de los sensores acústicos 200 y el sensor de movimiento de partícula 203 pueden ser transmitidos por líneas separadas. Sin embargo, esto no es necesario para la práctica de la presente invención. Sin embargo, las restricciones de peso, tamaño y potencia generalmente las haría deseables. Por lo tanto, los datos generados por el sensor de movimiento de partícula 203 necesitarán ser intercalados con los datos sísmicos. Las técnicas para la información de intercalación con éstos son conocidas en la técnica. Por ejemplo, se pueden multiplexar dos tipos de datos. Pueden ser empleadas cualesquiera técnicas adecuadas para la intercalación de datos conocidas en el arte.
Por lo tanto, los datos generados por los sensores de las sondas instrumentadas 124 son transmitidos por el cable sísmico al aparato de cómputo 109. Como lo podrán apreciar aquellos expertos en la técnica, una variedad de señales son transmitidas arriba y abajo del capturador durante la investigación sísmica. Por ejemplo, la potencia es transmitida a los componentes electrónicos (por ejemplo, el sensor acústico
200 y el sensor de movimiento de partícula 203), las señales de control son enviadas a los elementos de colocación (no mostrados) y los datos se vuelven a transmitir a la embarcación 110. Con este fin, el capturador 112 proporciona un número de líneas (por ejemplo, un cable de electricidad 206, una línea de comando y control 209, y una línea de datos 212), sobre los cuales pueden ser transmitidas estas señales. Aquellos expertos en la técnica apreciarán además que existe un número de técnicas que pueden ser empleadas que pueden variar el número de líneas utilizadas para este propósito. Además, el capturador 112 también incluirá generalmente otras estructuras, tales como elementos de fortalecimiento (no mostrados) que son omitidos por razones de claridad. Regresando a las figuras 1A y 1B, el aparato de cómputo 109 recibe los datos sísmicos (datos del hidrófono, así como del sensor de movimiento de partícula), y los registra. Los datos del sensor de movimiento de partícula son grabados en, por ejemplo, un almacenamiento de datos en cualquier estructura de datos adecuada conocida en la técnica. Los datos del sensor de movimiento de partícula pueden entonces ser procesados junto con los datos del hidrófono para suprimir por ejemplo los múltiplos no deseados. El aparato de cómputo 109 hace interface con el sistema de navegación (no mostrado) de la embarcación de investigación 106. El sistema de navegación, el aparato de cómputo 109 obtiene estimados de parámetros antes
del sistema, tales como la dirección de remolque, la velocidad de remolque, y la dirección actual y la velocidad actual medida.
En la modalidad ¡lustrada, el aparato de cómputo 109 monitorea las posiciones reales de cada una de las aves 122 y está programado con las posiciones deseadas de, o las separaciones mínimas deseadas entre los capturadores 112. Las posiciones horizontales de las aves 122 pueden ser calculadas utilizando diferentes técnicas bien conocidas en el arte. Las posiciones verticales, o profundidades, de las aves 122 generalmente son monitoreadas utilizando sensores de presión (no mostrados) adheridos a las aves 122. Aunque el arrastre de la boya de cola 120 tiende a mantener los capturadores 112 rectos, y aunque las aves 122 pueden ayudar a controlar la colocación de los capturadores 112, los factores ambientales tales como el viento y las corrientes pueden alterar su forma. Esto, a la vez, afecta la posición de las formas instrumentadas 124 y, de ahí, los sensores 200, 203 (mostrados en la figura 2). La forma de los capturadores 112 puede ser determinada utilizando cualquiera de una variedad de técnicas conocidas en el arte. Por ejemplo, puede ser utilizado el equipo del Sistema de Posicionamiento Global basado en el satélite para determinar las posiciones del equipo. El Sistema de Posicionamiento Global ("GPS"), o GPS diferencial, son útiles, con receptores GPS (no mostrados) en la parte frontal o la cola de los capturadores. Además de la
colocación basada en GPS, es conocido monitorear las posiciones relativas de los capturadores y secciones de los capturadores a través del sistema de posicionamiento acústico que comprende una red de transceptores sónicos 123 (solamente uno indicado) que transmiten y reciben señales de sonido o acústicas. Todavía haciendo referencia a las figuras 1A y 1B, la embarcación de investigación 106 remolca la adaptación 103 a lo ancho del área de investigación en un patrón determinado. El patrón determinado comprende básicamente una pluralidad de "líneas de navegación" a lo largo de las cuales la embarcación de investigación 106 remolcará la adaptación 103. Por lo tanto, en cualquier momento determinado durante la investigación, la embarcación de investigación 106 estará remolcando la adaptación 103 a lo largo de una línea de navegación previamente determinada 153. La fuente sísmica 115 genera una pluralidad de señales de investigación sísmica 125 de acuerdo con la práctica convencional conforme la embarcación de investigación 106 remolca la adaptación 103. Las señales de investigación sísmica 125 se propagan y son reflejadas por la formación geológica subterránea 130. La formación geológica 130 presenta un reflector sísmico 145. Como lo podrán apreciar aquellos expertos en la técnica que tienen el beneficio de la presente descripción, las formaciones geológicas bajo investigación pueden ser mucho más complejas. Por ejemplo,
pueden estar presentes reflectores múltiples que presentan eventos de inmersión múltiples. Las figuras 1A y 1B omiten estas capas adicionales de complejidad por razones de claridad y por lo tanto, para no oscurecer la presente invención. Los sensores 200, 203 detectan las señales reflejadas 135 de la formación geológica de una manera convencional. Los sensores 200, 203 (mostrados en la figura 2), en las sondas instrumentadas 124 entonces generan los datos representativos de estos reflejos 135, y los datos sísmicos son incrustados en señales electromagnéticas. Observar que los datos generados son datos sísmicos de multicomponentes, y que, en esta modalidad particular, incluyen los datos de presión y datos de movimiento de partícula. Las señales generadas por los sensores 200, 203 son comunicadas al aparato de cómputo 109. El aparato de cómputo 109 recolecta los datos sísmicos para el procesamiento. El aparato de cómputo 109 está localizado centralmente en la embarcación de investigación 110. Sin embargo, como podrá ser apreciado por aquellos expertos en la técnica, varias porciones del aparato de cómputo 109 pueden estar distribuidas en su totalidad o en parte, por ejemplo, a lo ancho de la adaptación de grabación sísmica 105, en modalidades alternativas. El aparato de cómputo 109 puede presentar los datos sísmicos mismos, almacenar los datos sísmicos para el procesamiento en un momento posterior, transmitir los datos
sísmicos a una localización remota para el procesamiento, o alguna combinación de estas cosas. Generalmente, el procesamiento ocurre a bordo de la embarcación de investigación 106 o en algún momento posterior en vez de la embarcación de investigación 106 debió mantener la producción. Los datos pueden por lo tanto ser almacenados en un medio de almacenamiento magnético portátil (no mostrado), o transmitidos de manera inalámbrica desde la embarcación de investigación 106 al centro de procesamiento 140 para procesarlos de acuerdo con la presente invención. Generalmente, en la investigación marina, esto se hará por los enlaces del satélite 142 y un satélite 143. Observar que algunas modalidades alternativas pueden emplear sistemas de recolección de datos múltiples 120. En un aspecto, la presente invención es un método de software implementado. La figura 3 muestra las porciones seleccionadas de la arquitectura del hardware y software de un aparato de cómputo 300 tales como pueden ser empleados en algún aspecto de la presente invención. El aparato de cómputo 300 incluye un procesador 305 que se comunica con el almacenamiento 310 por un bus del sistema 315. El almacenamiento 310 puede incluir una memoria de disco duro y/o de acceso aleatorio ("RAM"), y/o un almacenamiento removible, tal como un diskette magnético 317, o un disco óptico 320.
El almacenamiento 310 está codificado con los datos sísmicos adquiridos 325 y los datos sísmicos interpolados 326. Los datos sísmicos adquiridos 325 son adquiridos como se describió anteriormente en relación con la figura 2. Los datos sísmicos adquiridos 325 son datos de multicomponentes y, en esta modalidad particular, incluyen datos de ambos sensores 200, 203. Los datos sísmicos interpolados 326 también son mostrados en el almacenamiento 310 aunque, como se explicará adicionalmente más adelante, esto no es necesario para la práctica de la presente invención. El almacenamiento 310 también es codificado con un sistema operativo 330, un software de ¡nterfase del usuario 335 y una aplicación 365. El software de inferíase del usuario 335, en conjunto con una pantalla 340, ¡mplementa una inferíase del usuario 345. La interfase del usuario 345 puede incluir dispositivos y/o periféricos, tales como una almohadilla o teclado 350, un ratón 355, una palanca de juegos 360. El procesador 305 opera bajo el control del sistema operativo 330 el cual puede ser prácticamente cualquier sistema operativo conocido en la técnica. La aplicación 365 es invocada por el sistema operativo 330 al momento de encender, volver a ajusfar, o ambos, dependiendo de la implementación del sistema operativo 330. La aplicación 365, cuando es invocada, realiza el método de la presente invención. El usuario puede invocar la aplicación de un modo convencional a través de la
¡nterfase del usuario 345. Observar que no se necesita que los datos sísmicos 325 residan en el mismo aparato de cómputo 300 que la aplicación 365 por medio de la cual son procesados. Por lo tanto algunas modalidades de la presente invención pueden ser implementadas en un sistema de cómputo, por ejemplo, el sistema de cómputo 400 de la figura 4, que comprende más de un aparato de cómputo. Por ejemplo, los datos sísmicos adquiridos 325 pueden residir en una estructura de datos que reside en un servidor 403 y la aplicación 365' por medio de la cual son procesados en una estación de trabajo 406 cuando el sistema de cómputo 400 emplea una arquitectura de cliente/servidor de red. Además, aunque el ajuste de la línea básica 326 se muestra como que reside en el servidor 403, no existe requerimiento de que los datos sísmicos adquiridos 325 y el conjunto de datos sísmicos interpolados 326 residan juntos. Sin embargo, no existe un requerimiento de que el sistema de cómputo 400 se encuentre en una red. Las modalidades alternativas pueden emplear, por ejemplo, una arquitectura de semejante-a-semejante, o algún híbrido de una arquitectura de semejante-a-semejante y cliente/servidor. El tamaño y el alcance geográfico del sistema de cómputo 400 no es material para la práctica de la presente invención. El tamaño y el alcance pueden estar en cualquier rango desde solamente unas cuantas máquinas de una red de área local ("LAN") localizadas
en la misma ubicación a muchos tiempos o miles de máquinas distribuidas globalmente en un sistema de cómputo de una empresa. Regresando a la figura 3, los datos sísmicos adquiridos 325 contienen los datos sísmicos de multicomponentes adquiridos como se describió anteriormente. Observar que no es necesario para la práctica de la presente invención que los datos sísmicos adquiridos 325 sean recientemente adquiridos. Los datos sísmicos adquiridos 325 pueden ser datos sísmicos de "herencia" que han sido archivados por algún tiempo tan largo como los datos sísmicos de multicomponentes. Como se ha observado anteriormente, la separación del cable de los capturadores 112 en la adaptación remolcada 103 excede la separación máxima del cable para la detección de la adaptación de la señal sísmica del lado ancho y la discriminación y supresión del ruido lineal del lado ancho determinadas por la teoría de muestreo espacial separado cuando es procesada de manera convencional. Esto es, los datos sísmicos adquiridos 325 tienen muestras insuficientes de los pasos por el frente de las ondas en la dirección de línea cruzada. Por lo tanto, la presente invención interpola los datos adicionales, es decir, los datos sísmicos interpolados 326 para compensar esta deficiencia. Por lo tanto, en un aspecto, la presente invención incluye una adaptación de remolque ancho, que comprende una
pluralidad de capturadores separados por una separación de cable que excede la separación máxima del cable para la detección de la adaptación de la señal sísmica del lado ancho y la discriminación y supresión del ruido lineal del lado ancho determinado por la teoría del muestreo espacial separado. En la adaptación de remolque ancho de la modalidad ilustrada, los capturadores comprenden un cable; un sensor acústico colocado a lo largo del cable; sensores de movimiento de partícula co-localizados con los receptores acústicos; aparatos de colocación, y aparatos de determinación de colocación. Todavía en la modalidad ilustrada, la adaptación de remolque ancho puede incluir una fuente acústica que emite señales de investigación sísmica en el rango de 0 Hz a 200 Hz. Por consiguiente, la separación máxima del cable por la cual los capturadores son separados excede de aproximadamente 100 m y puede encontrarse en un rango de aproximadamente 110 m a 130 m. En otro aspecto, la presente invención incluye un método 600 ilustrado en la figura 6, que comprende el despliegue (en el puntó 603) de una adaptación de remolque ancho; remolcar (en el punto 606) una adaptación de remolque ancho en el área de investigación en un patrón previamente determinado, y adquirir (en el punto 609) los datos sísmicos multicomponentes con la adaptación de remolque ancho conforme es remolcada. En la modalidad ilustrada, el despliegue de la adaptación de remolque
ancho incluye el despliegue de adaptaciones de capturadores con una separación máxima del cable de aproximadamente 110 m a aproximadamente 130 m. La adquisición de los datos sísmicos de multicomponentes en la modalidad ilustrada incluye adquisición de los datos de presión y los datos de movimiento de partícula. Como se mencionó anteriormente, los datos adicionales sobre y arriba de los datos adquiridos son interpolados/extrapolados para cubrir los requerimientos técnicos de la teoría de muestreo espacial separado. Una técnica de interpolación aquí descrita a continuación permite el uso de una separación máxima del cable que excede la separación máxima del cable para la detección de la adaptación de la señal sísmica del lado ancho y la discriminación y supresión del ruido lineal de lado ancho determinado por la teoría de muestreo espacial separado. La técnica ha experimentado desde hace mucho tiempo la necesidad de interpolar o extrapolar las grabaciones de los trazos en áreas huecas de los receptores. Generalmente, el campo de onda y/o sus derivados son solamente conocidos en un número de localizaciones separadas. Sin embargo, en la práctica con frecuencia se desea extender el conocimiento del ancho de onda a otras fuentes utilizando la interpolación; extrapolación o una combinación de extrapolación e interpolación, algunas veces conocida como intrapolación . Como se usa en la presente
descripción, los términos "interpolar" e "interpolación" se referirán generalmente a cualquiera de la interpolación, extrapolación e intrapolación a menos que se indique lo contrario para que signifique específicamente la interpolación para la exclusión de la extrapolación y la interpolación. Cualquier técnica de interpolación adecuada se describe en la Solicitud de Patente del Reino Unido GB 2 414 299 A, titulada "Interpolación y/o Extrapolación de Grabaciones de Capturador Sísmico de Multicomponentes", presentada en Junio 21, 2004, presentada a nombre de Johan Olof Anders Robertsson, y publicada en Noviembre 23, 2005 ("la solicitud '299"). Por lo tanto esta solicitud está incorporada a la presente descripción, referencia como si se hubiese establecido expresamente en la presente descripción por sus enseñanzas con respecto a la interpolación/intrapolación. Para un entendimiento adicional de la presente invención, las porciones seleccionadas de la solicitud '299 son ejercidas en la presente descripción. En esta técnica particular, los datos medidos de un capturador de multicomponentes son utilizados para calcular un filtro el cual interpola o extrapola los datos de presión lejos de la ubicación del capturador. El filtro puede estar parcialmente basado en una serie de expansión de los datos de presión. Una serie de expansión generalmente es definida como una representación de la función del conjunto de datos por medio de una suma de un aumento de derivados más
altos de la función o conjunto de datos en un punto o el espacio que rodea dicho punto. Una de las series de expansión más utilizadas es la serie de Taylor. Mientras que la serie de Taylor generalmente no es adecuada para la extrapolación de funciones oscilatorias en distancias mayores, esta técnica está basada en la realización de que en las aplicaciones sísmicas las ondas llegan a los receptores con una incidencia casi vertical. Para ciertas aplicaciones, en particular para la intrapolación entre los puntos conocidos del conjunto de datos; se prefiere una variante de la presente invención para utilizar una serie de Taylor con la ponderación modificada, más preferentemente la ponderación conocida como baricéntrica o ponderación triangular. Aunque la serie de expansión ha sido propuesta en la teoría sísmica, éstas no fueron severamente restringidas en la aplicación real debido a que dichas expansiones conducen a términos de línea cruzada los cuales son difíciles de evaluar. La parte de la velocidad de partícula exacta ocasionada originó problemas adicionales: sin dichos datos, los errores ocurridos en la intra y extrapolación presentan resultados que no son confiables. Ahora se ha descubierto que los capturadores de multicomponentes tienen la capacidad de proporcionar una velocidad de partícula lo suficientemente exacta relacionada con los datos, ya sea directa o indirectamente. En una
modalidad, los derivados de primer orden de línea cruzada de los datos en el filtro o serie de expansión son sustituidos por , las mediciones en línea de las cantidades de campo de onda solamente. En otra modalidad, los derivados de segundo orden de la línea cruzada de los datos en el filtro o serie de expansión son substituidos adicionalmente por los derivados y mediciones en línea de las cantidades del campo de onda. La serie de expansión es exacta para un primer orden, más preferentemente para un segundo orden del término de expansión. Es deseable extender la serie dentro del orden más ' alto permitido por las mediciones disponibles de las cantidades del campo de onda. Sin embargo, el término comprende derivados más o menos complejos de los datos medidos. De ahí '> que dicha extensión preferentemente está limitada al término el cual puede ser reemplazado o expresado en términos de los datos medidos de manera exacta. Más técnicamente, durante la investigación 100, la fuente 115 es detonada en intervalos y los sensores 200, 203, mostrados en la figura 2A, "escuchan" dentro de una ventana de frecuencia y tiempo para las señales acústicas, tales como las señales reflejadas y/o refractadas que son ocasionadas por las características sísmicas en la trayectoria del campo de onda emitido. Como resultado de dicha investigación, un conjunto de datos de presión P(x, y, t) y, haciendo uso de las capacidades de multicomponentes del capturador, un conjunto de datos de
velocidad relacionados:
V(x,y,t)H V/wJ, Vy(xy,t), VJw,t)) (1
son obtenidos en las ubicaciones x, y y los tiempos t. Observar que los datos grabados generalmente sólo están disponibles a lo largo de las curvas 1D en el espacio 3D después de los capturadores. Generalmente, los capturadores son colocados aproximadamente en un plano xy simplemente en una velocidad constante. La velocidad es un vector para el componente de ejemplo en las direcciones x, y y z. Las coordenadas son coordenadas Cartesianas, como se ilustran en la figura 5, con la dirección x, como la dirección en línea, la cual es una dirección paralela al eje principal del capturador 112, e y como una dirección de línea cruzada perpendicular al capturador del eje 112 y paralela a la superficie del mar (ideal), o plana en la cual los capturadores paralelos son remolcados. La dirección z es tomada como vertical y ortogonal para x e y. Aplicando el teorema de Taylor bien conocido, el campo de onda analítico puede ser extrapolado lejos de la ubicación en donde el campo de onda y sus derivados son conocidos: P(x + Ax,y + Ay = P(x, y) + [AxdxP(x, y) + AydyP(x, y)] + - Axf 3„?(?, y) + 2AxAydxyP(x, y) + (Ay)2 d„?(?, y)] + 21 C2 [(?? d„P(x,y) + 3(??)2 yd^P^y) + 3Ax(Ay)> dwP{x,y) + {Ay)2 dmP(x, )] + 0(?4) en donde 0(?") indica el orden de los términos ignorados
en la expansión de Taylor (n = 4 en la ecuación (2)) y el operador d? indica un derivado parcial espacial - en este caso con respecto a la dirección x. La serie de Taylor es infinita y es válida para la extrapolación de cualquier distancia lejos de la ubicación en donde el campo de onda y sus derivados son conocidos. El rango de la extrapolación es limitado truncando la serie de Taylor. En los siguientes ejemplos, se extrapolan los datos de presión. Una aplicación de la ecuación general produce el movimiento
dxP(x>y) = pVx(x,y), C3
y dyP(x,y) = pVy(x,y), (4
en donde Vx, Vv indican los derivados de tiempo de Vx y \Zy, respectivamente, y p es una densidad de agua. Utilizando la ecuación (4) para reemplazar el estimado de línea cruzada de la presión, todos los términos requeridos para la expansión de Taylor de primer orden exacta de la presión lejos del capturador de muticomponentes están disponibles:
P(x + Ax,y + &y) = P(x, y) + [ÁxdxP(x, y) + AypVy O, y)] + 0(A2 ). (5
En la ecuación (5), existe la opción de expresar los derivados en línea con respecto a la presión en términos de
derivados de componentes en línea de la velocidad de partícula a través de la ecuación (3). Sin embargo, en los ejemplos, los derivados en línea de la presión son utilizados completamente. Puede ser aplicada una variante de la ecuación (5), para las expansiones dentro de la dirección-z. El derivado de presión de línea cruzada de segundo orden del capturador de multicomponentes remolcado en la cercanía en la superficie de mar (por ejemplo, a una profundidad de 6 metros) puede ser expresado como:
d„P(x,y) + 0(h)
La ecuación (6) es expresada en el campo de frecuencia-espacio, h indica la profundidad instantánea de cada elemento de grabación como una función del tiempo y el espacio, y k = ?/c, es el número de ondas en donde ? es una frecuencia angular y c es la velocidad en el agua. Con el objeto de que sea aplicable para un mar con una variante de tiempo, es utilizada la implementación de tiempo y espacio utilizando filtros compactos de la ecuación (6). Esto se puede hacer de manera exitosa ya sea aproximando los términos dependientes de k por las expansiones de Taylor truncadas (equivalentes a los derivados-tiempo en el campo del tiempo) o traslapando las
ventanas triangulares en donde el alto de la onda es considerado constante dentro de cada ventana. Combinando la ecuación (2), la ecuación (4) y la ecuación
(6), la expansión de Taylor de la presión lejos del capturador de multicomponentes puede ser escrita como exacta hasta el segundo orden: P(x + Ax,y + Ay) = P(x, y) + [6?3,?(?, y) + AypVy (x, y)] + i [(Ax)2 d„P(x, y) + 2AxAypdx Vy (x, y)]
+(4y)J Arcot(AA) ??? P(x, y) — f-Vt (x, y) -d >{x,y) 2 n h 1 +— A2A2 15 + 0(?3)
Teniendo las expresiones calculadas de la expansión de Taylor del primer y segundo orden en términos de datos mensurables, estas expresiones pueden ser aplicadas como filtros a diferentes problemas de interés para la exploración sísmica y el análisis de datos. El filtro práctico puede ser aproximado a las expresiones analíticas, tales como derivados por sus aproximaciones de diferencia finita correspondiente. Por lo tanto, las aplicaciones para los filtros de acuerdo con la presente invención incluyen generalmente los pasos de obtener los datos de multicomponentes utilizando los capturadores de multicomponentes, utilizando una ecuación de expansión con términos de línea cruzada reemplazados como se describió anteriormente, y utilizando los aparatos de cómputo
adecuados para determinar los datos inter- o extrapolados. El primero de dichos problemas se relaciona con la interpolación e intrapolación de la presión medida en la dirección a lo largo de un capturador como para calcular los valores del conjunto de datos en los puntos entre la localización de los receptores. Es bien conocido el problema de interpolar un campo de onda entre dos puntos en donde el valor del campo de onda y algunos de sus derivados son conocidos en una dimensión y es solucionado adaptando los polinomiales de Hermite a los datos. El capturador de multicomponentes tendrá alguna redundancia de las mediciones en línea si ambos P y Vx son grabados. Esta redundancia puede ser explotada para atenuar el ruido en el capturador de multicomponentes. Para el caso en donde existen grabaciones de ambos P y Vx y con el objeto de suprimir el ruido de P por medio de la filtración de la separación máxima requerida del sensor puede ser relajada, si una rejilla lo suficientemente densa de valores de datos puede ser generada a través de la interpolación. Conforme el ruido de los componentes del geófono serán aliados espacialmente, este método puede requerir un modelo para predecir el ruido de los componentes del geófono una vez que es conocido en los componentes de presión. Los polinomiales de Hermite nos permiten interpolar los datos P de la cercanía de P y Vx en la grabación entre x = x0 y x
= x, aunque el modo más lento de la propagación del ruido puede ser espacialmente unido en las grabaciones P mismas:
P(x,yQ) = P(x0,y0)(2s3 -3s2 +\) + P{x„yQ){-2s' +3s2)+ ß
en donde los polinomios de Hermite son descritos como una función de:
.= (*-*.) C9 (*i -x0) Una segunda aplicación es la extrapolación lejos del capturador. Para extrapolar los datos de presión lejos de un capturador de multicomponentes, pero no en la dirección de otro capturador de multicomponentes, puede ser aplicada una interpolación de Hermite de una dimensión a lo largo del capturador hasta el punto a lo largo del capturador que tiene la distancia más corta hasta el punto en el cual los datos van a ser extrapolados. La interpolación a lo largo del capturador se puede realizar a un grado arbitrario de exactitud calculando los derivados en la dirección del capturador de los diferentes términos necesarios para la extrapolación de Taylor (ecuación (5) o ecuación (7)) con la exactitud del espectro, siempre que los términos requeridos no sean unidos espacialmente. La interpolación de Hermite, sin embargo, no puede ser extendida arbitrariamente como por medio de la explosión de derivados de orden aún más alto que el ruido que será amplificado.
El tercer problema se relaciona con la interpolación e intrapolación de los datos de presión entre dos capturadores de multicomponentes. La interpolación de Hermite puede probablemente no ser utilizada en la línea cruzada entre los capturadores como son probablemente aliados los términos para una extrapolación de Taylor posterior. En vez de ello, se necesita calcular una forma modificada de la fórmula de la intrapolación de Taylor para restringir el campo de onda extrapolado entre los capturadores cercanos para este caso especial. Si el campo de onda y sus derivados son conocidos en las esquinas de un triángulo y nos gustaría extrapolar el campo de onda a un punto en el interior del triángulo, un primer método posible es utilizar la expansión 2D de Taylor para cada uno de los tres puntos (ecuación (1)) y luego interpolar linealmente o ponderar los tres valores de acuerdo con sus pesos baricéntricos. Sin embargo, se ha mostrado que esto da como resultado un campo de onda intrapolado con un grado de exactitud menor de lo que podría ser logrado si fueran modificados ligeramente los coeficientes de expansión de Taylor, de modo que los interpoladores sean forzados para encajar los datos en todas las esquinas del triángulo y no solamente uno a la vez. Un ejemplo de la expansión de Taylor modificada puede ser encontrado, por ejemplo, en la tesis reciente de D. Kraaijpoel, "Campos de Rayos Sísmicos y Mapas
de Rayos Sísmicos: Teoría y Algoritmos", Utrecht University (2003). De ahí que para intrapolar el campo de onda entre dos capturadores multicomponentes del campo de las localizaciones del receptor son triangulados de modo que cada punto entre los dos capturadores caiga dentro del triángulo con una localización del receptor en cada esquina. El campo de onda entonces es extrapolado para cada una de las tres localizaciones de grabación al punto interior utilizando la expansión de Taylor modificada. Los datos son entonces promediados utilizando la ponderación baricéntrica (triangular). Las expansiones de presión de Taylor modificadas de primer y segundo orden son (ver por ejemplo, Kraaijpoel, 2003):
para la expansión del primer orden y como la expansión del segundo orden:
P(x + Ax,y + Ay) = P(x, y) + [AxdxP(x, y) + AypVy (x, y)]
+ ½??)2 d„P(x, y) + 2AxAypdIVy (x,y)] (11)
+ 0(?3).
Existen coeficientes diferentes enfrente de los términos de la ecuación (10) y la ecuación (11) comparados con las ecuaciones de Taylor tradicionales (ecuación (5) y ecuación (7)). La ecuación (10) y la ecuación (11) son utilizadas mejor cuando se interpolan los datos en 2D y no para la extrapolación. La triangularización puede también ser utilizada cuando se intrapolan entre capturadores en triángulos altamente degenerados. Un lado de dichos triángulos es formado por la separación del receptor mientras que los otros dos son determinados por distancias mucho más largas entre los capturadores. Por lo tanto, las ecuaciones anteriores pueden ser aplicadas en el límite de ???0. Un cuarto problema al cual pueden ser aplicados los métodos de acuerdo con la presente invención, es la intrapolación de los datos de presión en las compensaciones de fuentes cercanas. Este es un caso especial particularmente importante para aplicaciones en el campo de la supresión de múltiplos. Generalmente, una investigación obtiene datos de capturadores múltiples adyacentes como se muestran en la figura 1. Pero no están disponibles los datos en la región más cercana a la fuente. Sin embargo, en la ubicación de la fuente las condiciones de simetría pueden ser utilizadas en la interpolación, de modo que los datos de presión sean simétricos a lo ancho de la localización de la fuente. En otras palabras, la
expansión de Taylor del campo de onda de la ubicación de la fuente solamente contendrá términos pares los cuales son simétricos (presión, derivados del segundo derivado de presión, ; etc.), pero no términos nones los cuales son anti-simétricos. E\ argumento es correcto para la onda directa y para el caso de un modelo de una dimensión (1D) de la tierra pero se descompone con las variaciones en la subsuperficie. Sin embargo, es 1 probable que la simetría sea una restricción adicional fuerte ' para la extrapolación de compensaciones cercanas. Si la firma -de la fuente de campo cercana es conocida (por ejemplo, utilizando la tecnología CMS™ de Western-Geco), entonces dicha información puede ser agregada para restringir la interpolación de la llegada directa. Finalmente, otro caso especial es que el capturador de multicomponentes es remolcado paralelo a un capturador convencional que graba solamente los datos P (P y todos los derivados espaciales de línea son conocidos). También para este caso, es probable que una forma modificada de las fórmulas de intrapolación de Taylor como las anteriores para restringir la intrapolación se beneficie del hecho de que el campo de onda de presión y sus derivados en línea son conocidos a lo largo del capturador convencional. Por lo tanto, el capturador de multicomponentes contiene grabaciones de presión, así como grabaciones de movimiento de partícula. La ecuación del movimiento nos enseña como
calcular el gradiente de los datos de presión directos de las grabaciones del movimiento de partícula, ver la solicitud '299. Además también debe observarse en la solicitud '299, la Laplaciana de la capa de onda de presión que también puede ser calculada cuando el capturador de multicomponentes que es remolcado en la cercanía de la superficie del mar. Con los derivados de primer orden y posiblemente un orden superior del campo de onda de presión disponibles nosotros podemos depender de las técnicas de interpolación para proporcionar datos mejores muestreados espacialmente (de acuerdo con el teorema de muestreo de Nyquist) aunque los capturadores de multicomponentes mismos estén demasiado separados para permitir la interpolación utilizando solamente los datos de presión. Sin embargo, observar que la técnica de interpolación/extrapolación la primera descrita en la solicitud '299 es solamente una de las técnicas con las cuales puede ser implementada la presente invención. Otras técnicas adecuadas son conocidas en el arte a partir de su uso en otros contextos. Cualquier técnica adecuada conocida en el arte puede ser utilizada en la interpolación/extrapolación de los datos sísmicos de multicomponentes adquiridos para las ubicaciones deseadas de la fuente/receptor. La figura 7 ilustra gráficamente una de dichas interpolaciones para un sola posición del receptor 603 en la
investigación sísmica 101 para la posición correspondiente del receptor 606 en la investigación de línea de base 601. Observar que la técnica anterior de interpolación/extrapolación descrita opera en dimensiones múltiples. En la figura 7, las posiciones del receptor 606 son interpoladas, tanto en línea como en la dirección de línea cruzada a la posición 603 como se representa gráficamente por las flechas en las líneas interrumpidas. Sin embargo, recordar que la interpolación es un resultado de la técnica de procesamiento implementado en el software. La modalidad ilustrada en la figura 7 solamente interpola en línea y línea cruzada, pero la técnica puede ser aplicada para interpolar en la vertical o el eje z también. · La figura 8 ilustra gráficamente una interpolación alternativa para una sola posición del receptor 803 en una investigación sísmica 101 y la posición del receptor correspondiente 806 en la investigación de línea de base 601. La separación del cable aquí excede la distancia nominal de 110 m a 130 m sobre la cual el método de interpolación descrito anteriormente interpola/extrapola de una manera confiable y exacta en una o más de las dimensiones en línea, línea cruzada y vertical. Sin embargo, la compensación no excede de dos veces el rango nominal, ó 160 m. En la figura 8, las posiciones del receptor 803, 806 son ambas interpoladas/extrapoladas tanto en línea como en la dirección de línea cruzada a la posición 809 entre las dos como son representadas
gráficamente por las flechas en las líneas interrumpidas. Sin embargo recordar que la interpolación/extrapolación es un resultado de las técnicas de procesamiento del software implementado. La modalidad ilustrada en la figura 8, solamente interpola/extrapola en línea y línea cruzada, pero la técnica puede ser aplicada para interpolar/extrapolar también en la línea vertical, o eje-z. Por lo tanto, en otro aspecto, la presente invención incluye un método 900 ilustrado en la figura 9 que comprende acceder a (en ,el paso 903) un conjunto de datos sísmicos de multicomponentes adquiridos en una investigación sísmica marina de remolque ancho, e interpolar (en el paso 906) un conjunto de datos sísmicos de los datos de sísmicos adquiridos en la dirección de línea cruzada de modo que los datos sísmicos adquiridos e interpolados cubran los requerimientos de la teoría de muestreo espacial separado para la detección de la adaptación de la señal sísmica del lado ancho y la discriminación y supresión del ruido lineal del lado ancho. En la modalidad ilustrada, el acceso a los datos sísmicos adquiridos puede incluir los datos de acceso heredados y los datos sísmicos adquiridos pueden comprender los datos de presión y movimiento de partícula. La interpolación de los datos sísmicos de línea cruzada puede incluir la interpolación de datos de línea cruzada a una compensación de la posición en la cual los datos adquiridos son adquiridos por una distancia aproximadamente
de 100 m a 160 m. La interpolación de los datos sísmicos de línea cruzada también puede incluir la interpolación de datos de línea cruzada a las posiciones de punto intermedio de dos líneas cruzadas en las cuales los datos sísmicos son adquiridos de los datos sísmicos adquiridos en esas dos posiciones de línea cruzada. Como se pudo apreciar anteriormente, algunas porciones de las descripciones aquí detalladas son consecuentemente presentadas en términos de un procesamiento de software implementado que comprende las representaciones simbólicas de operaciones de los bits de datos dentro de una memoria en un sistema de cómputo o un aparato de computadora. Estas descripciones y representaciones son los medios utilizados por los expertos en la técnica para transportar de la manera más efectiva la sustancia de su trabajo a otros expertos en la técnica. El proceso de operación requiere manipulaciones físicas y cantidades físicas. Generalmente, aunque no necesariamente, estas cantidades toman la forma de señales eléctricas, magnéticas u ópticas con capacidad de ser almacenadas, transferidas, combinadas, comparadas, y manipuladas de otra manera. Se ha probado que es conveniente a veces, principalmente por razones de uso común, referirse a estas señales como bits, valores, elementos, símbolos, caracteres, términos, números o similares. Sin embargo, deberá tenerse en mente que todos estos
términos similares tendrán que ser asociados con las cantidades físicas apropiadas y son únicamente marcas convenientes aplicadas a estas cantidades. A menos que se manifieste específicamente lo contrario o de otro modo, como puede apreciarse, en toda la presente descripción, estas descripciones se refieren a la acción y los procesos de un aparato electrónico, que manipula y transforma los datos representados como cantidades físicas (electrónicos, magnéticos u ópticos) dentro de algún almacenamiento de aparato electrónico dentro de otros datos representados de manera similar como cantidades físicas dentro del almacenamiento, o en la transmisión o aparatos de pantalla. Los ejemplos de los términos que indican una descripción se encuentran sin limitación, los términos "procesamiento", "computación", "cálculo", "determinación", "despliegue en pantalla", y similares. Observar también que los aspectos implementados del software de la presente invención están codificados generalmente en alguna forma del medio de almacenamiento de programa o son implementados sobre algún tipo de medios de transmisión. Los medios de almacenamiento del programa pueden ser magnéticos (por ejemplo, diskettes o discos duros) u ópticos (por ejemplo, un disco compacto o una memoria solamente de lectura, o "CD ROM"), y pueden ser solamente para lectura o de acceso aleatorio. De un modo similar, los
medios de transmisión pueden ser en pares de cables retorcidos, cables coaxiales, fibras ópticas, o algún otro medio de transmisión adecuado conocido en la técnica. La presente invención no está limitada por estos aspectos de cualquier implementación determinada. La presente descripción por lo tanto soluciona algunos de los usos novedosos de los datos de investigación sísmica marina grabados por medio de los cables de receptores de componentes múltiples remolcados o capturadores que son "más anchos" o que tienen una separación máxima de cable mayor que la utilizada en las adaptaciones remolcadas convencionales. En particular, revela los beneficios en la eficiencia de la investigación mejorada, la calidad de una imagen superior, y un ruido correlacionado reducido acumulado a través de la adquisición y uso de estos tipos de mediciones acústicas. Por ejemplo, en la adquisición de datos sísmicos marinos convencionales, los cables sísmicos son generalmente remolcados con alguna separación de 50 a 100 metros. Esta especificación de diseño tiene sus raíces en la teoría del muestreo espacial separado, la cual dicta la separación de cable máxima para la detección de la adaptación de la señal sísmica del lado ancho y la discriminación y supresión de ruido lineal del lado ancho. La separación máxima de cable, a la vez, impone un límite en la cobertura de la adaptacióri del receptor de línea cruzada general, ya que el número total de cables
sísmicos está restringido por la capacidad de remolque de cualquier embarcación sísmica determinada. Con las mediciones de multicomponentes adicionales a lo largo de los cables, es posible realizar la interpolación para recuperar exactamente los valores del campo de onda sísmica entre las grabaciones de los datos reales. Por lo tanto, debido a que dicha interpolación está basada en la ecuación de onda acústica, en vez de en la teoría de muestreo espacial separado, la separación de cable de línea cruzada ya no está comprometido por las reglas convencionales. Con una separación de cable más ancha y las adaptaciones de receptor general más anchas, disminuye el número requerido de pasos de la embarcación para cubrir cualquier área de investigación determinada, con las mejoras en los costos de operación de la investigación, y el tiempo de adquisición general. Todavía se pueden acumular otros beneficios del uso de una adaptación de remolques "ancha". Para otro ejemplo, un beneficio adicional de una configuración de remolque más ancha es que la adaptación del receptor más ancha cubre una iluminación 3D mayor y una cobertura de ángulo para cualquier reflector acústico determinado. En general, esto conduce a mejores propiedades de resolución en la subsuperficie, ya que los reflectores los cuales podrían ser obscurecidos de otra manera por los difusores acústicos anómalos (ver por ejemplo, sal), ahora
pueden ser vistos a través de un rango potencialmente más amplio de ángulos de visión. Un rango más amplio de los ángulos de imagen del reflector también mejora la potencia de resolución de los métodos de inversión sísmica estándar, tales como AVO ("Amplitud Contra Compensación"), y DHI ("Indicadores Directos de Hidrocarburos") ya que la resolución de dichos atributos depende de tener tantas visiones diferentes en los reflectores acústicos como sea posible. Todavía otras ventajas pueden ser apreciadas por los expertos en la técnica que tienen el beneficio de esta descripción. Esto concluye la descripción detallada. Las modalidades particulares descritas anteriormente son solamente ilustrativas, ya que la presente invención puede ser modificada y practicada de manera diferente pero equivalente apreciada por los expertos en la técnica que tienen el beneficio de las enseñanzas de la presente descripción. Además, no se pretenden limitaciones a los detalles de construcción o diseño aquí mostrados diferentes a los descritos en las reivindicaciones adjuntas. Por lo tanto, es evidente que las modalidades particulares descritas anteriormente pueden ser alteradas o modificadas y que todas dichas variaciones son consideradas dentro del espíritu y alcance de la presente invención. Por consiguiente, la protección aquí prevista es como se establece en las reivindicaciones siguientes.