TOPOGRAFÍA SÍSMICA MARINA CON LAPSO DE TIEMPO QUE EMPLEA INFORMACIÓN DE PRESIÓN DE CINTA DE COMPONENTES MÚLTIPLES
INTERPOLADA
Antecedentes de la Invención La presente descripción se refiere a la descripción de la Solicitud de U.S. No. de Serie 11/457,131, titulada "Topografía Sísmica Marina con Lapso de Tiempo Que Emplea Información de Presión de Cinta de Componentes Múltiples Interpolada", presentada el 13 de mayo de 2005 a nombre de Johan Oiof Anders Robertsson (Expediente del Apoderado No. 57.0627-PCT-US-CIP) y cedida de manera común con la presente. Campo de la Invención La presente invención pertenece a la topografía sísmica marina y, en particular, a inspecciones con intervalos de tiempo en un entorno marino. Descripción de la Técnica Relacionada La exploración sísmica involucra la inspección de formaciones geológicas subterráneas para depósitos de hidrocarburos. Una inspección involucra típicamente desplegar fuente(s) acústica(s) y sensores acústicos en ubicaciones predeterminadas. Las fuentes emiten ondas acústicas hacia las formaciones geológicas. Las ondas acústicas se aluden también algunas veces como "ondas de presión" debido a la forma en que se propagan. Las características de la formación geológica reflejan las ondas de presión hacia los sensores. Los sensores reciben las ondas reflejadas, las cuales son detectadas, acondicionadas y procesadas para generar información sísmica. El análisis de la información sísmica puede indicar
entonces las ubicaciones probables de los depósitos de hidrocarburos. Históricamente, las inspecciones sísmicas empleaban solamente ondas de presión y los receptores detectaban cualquier frente de onda que pasaba. Esto conduce, algunas veces, a dificultades en el procesamiento. Por lo tanto, la técnica ha empezado recientemente a moverse hacia inspecciones de "componentes múltiples" en los cuales, por ejemplo, no solamente se detecta el frente de onda que pasa, sino también la dirección en la cual se propaga. Las inspecciones de componentes múltiples incluyen una pluralidad de receptores que permiten la detección de presión y velocidad de partículas o derivadas en el tiempo de las mismas (aludidos en lo sucesivo como "sensores de movimiento de partículas"). En las llamadas cintas remolcadas de sensor dual, la cinta lleva una combinación de sensores de presión y sensores de movimiento de partículas. El sensor de presión es típicamente un hidrófono, y los sensores de movimiento de partículas son típicamente geóponos o acelerómetros. El conocimiento de la dirección de viaje permite la determinación, por ejemplo, de cuáles frentes de onda están viajando hacia arriba y darán información útil y cuales están viajando hacia abajo y darán información indeseable sí se confunden con ondas que viajan hacia arriba. Algunas inspecciones son conocidas como inspecciones "marinas" porque se conducen en entornos marinos. Notar que las inspecciones marinas pueden ser conducidas no solamente en entornos de agua salada, sino también en aguas frescas y salobres. Las inspecciones marinas son de por lo menos dos tipos. En un primer tipo, un arreglo de cintas y fuentes es remolcado detrás de un barco de inspección. En un segundo
tipo, un arreglo de cables sísmicos, cada uno de los cuales incluye sensores múltiples, es tendido en el lecho del océano, o fondo marino, y una fuente es remolcada desde un barco de inspección. El conocimiento preciso de las posiciones de fuentes y sensores es importante para la exactitud del análisis. En inspecciones terrestres, el posicionamiento exacto no es particularmente difícil porque las condiciones del entorno son usualmente estables relativamente. Las fuentes y los sensores se pueden posicionar rápidamente donde se desee y, una vez colocados, usualmente no cambian en cualquier grado mayor. Las inspecciones marinas, sin embargo, son diferentes totalmente. En las inspecciones marinas, muchos factores complican la determinación de la posición de los sensores, incluyendo el viento, las corrientes, la profundidad del agua y la inaccesibilidad. Una técnica de inspección sísmica marina común creciente se conoce como "topografía sísmica con lapso o intervalo de tiempo". Esta técnica repite esencialmente inspecciones anteriores con el tiempo para revelar los cambios en cavidades de depósitos de hidrocarburos. Una manera de hacer esto es posicionar la(s) fuente(s) acústica(s) y receptores tan cerca como sea práctico razonablemente en las posiciones de fuente(s) acústica(s) y receptores correspondientes en la(s) inspección(es) anterior(es). Sin embargo, como se anotó anteriormente, es muy difícil hacer las inspecciones marinas. Una especificación de cuán buenas necesitan ser las posiciones en una inspección con intervalo de tiempo se define con frecuencia en el contrato con el cliente. Cuando las posiciones de la información adquirida no cumplen con las especificaciones, entonces
la inspección necesita relanzar algunas de las líneas de navegación, lo que se alude como "infill". El infill de relanzamiento es un esfuerzo que puede tomar mucho tiempo y es costoso en un programa de intervalo o lapso de tiempo. La presente invención está dirigida a resolver, o por lo menos a reducir, uno o todos los problemas antes mencionados. Breve Descripción de la Invención La presente invención, en sus varios aspectos y modalidades, incluye un método y aparato para uso en una inspección sísmica marina, de intervalo de tiempo. En un aspecto, el método comprende acceder un conjunto de datos sísmicos de línea de base; acceder un conjunto de datos sísmicos con intervalo de tiempo, adquiridos; e interpolar un conjunto de datos sísmicos con intervalo de tiempo de la información sísmica de línea de base y los datos sísmicos con intervalo de tiempo adquiridos, por lo menos uno de los datos sísmicos de línea de base y los datos sísmicos con intervalo de tiempo adquiridos que es información de componentes múltiples. En otros aspectos, la invención incluye un medio de almacenamiento de programas codificado con instrucciones que cuando se ejecutan mediante un dispositivo de computación, realizan el método anterior y un aparato de computación programado para realizar el método anterior. Breve Descripción de los Dibujos La invención se puede entender mediante referencia a la siguiente descripción tomada en conjunto con los dibujos adjuntos, en los cuales los números de referencia similares identifican elemento similares, y en los
cuales: La Figura 1A y la Figura 1B representan una inspección sísmica marina practicada de acuerdo con un aspecto de la presente invención. La Figura 2 representa conceptualmente un arreglo de sensores para la inspección sísmica marina de la Figura 1. La Figura 3 muestra porciones seleccionadas de la arquitectura de hardware y software de un aparato de computación tal como se puede emplear en algunos aspectos de la presente invención. La Figura 4 representa un sistema de computación en el cual se pueden practicar' algunos aspectos de la presente invención en algunas modalidades. La Figura 5 ilustra el sistema de coordenadas cartesianas empleado en la descripción de la modalidad ilustrada; y La Figura 6A representa una inspección con intervalo de tiempo desviada de una inspección de base. La Figura 6B ilustra gráficamente una interpolación para una posición de receptor sencillo en la inspección con intervalo de tiempo de la Figura 6A para la posición de receptor correspondiente en la inspección de línea de base. La Figura 7 ilustra un método de acuerdo con un aspecto particular de la presente invención, es decir, un método para uso en una inspección sísmica marina, de intervalo de tiempo. La Figura 8A representa una inspección con lapso de tiempo desviada de una inspección de línea de base suficientemente para que la interpolación de la inspección con intervalo de tiempo a la inspección de
línea de base introducida tanto ruido en la información resultante para ser de valor; y La Figura 8B ilustra gráficamente una interpolación para una posición de receptor sencillo en la inspección con intervalo de tiempo de la Figura 8A y la posición de receptor correspondiente en la inspección de línea de base para una posición común. Aunque la invención es susceptible de varias modificaciones y formas alternativas, los dibujos ilustran modalidades específicas descritas en la presente en detalle a manera de ejemplo. Se debe entender, sin embargo, que la descripción en la presente de modalidades específicas no pretende limitar la invención a las formas particulares descritas, sino que por el contrario, la intención es cubrir todas las modificaciones, los equivalentes y las alternativas que caigan dentro del espíritu y el alcance de la invención como se define por las reivindicaciones adjuntas. Descripción Detallada de la Invención A continuación se describen modalidades ilustrativas de la invención. En el interés de la claridad, no se describen todos los aspectos de una implementación real en esta especificación. Será apreciado, por supuesto, que en el desarrollo de cualquiera de tal modalidad real, se deben tomar numerosas decisiones específicas de implementación para lograr las metas específicas de los desabolladores, tal como el cumplimento con restricciones relacionadas con el sistema y relacionadas con el negocio, que variarán de una implementación a otra. Además, se apreciará que tal esfuerzo de desarrollo, aún sí es complejo y tardado, sería una empresa de rutina para aquellos de pericia ordinaria en la técnica que tienen I beneficio
de esta descripción. En general, y en un primer aspecto, la invención incluye un método que comprende acceder a un conjunto de datos sísmicos de componentes múltiples, adquiridos; e interpolar un conjunto de datos sísmicos con intervalo de tiempo a partir de los datos sísmicos adquiridos. Como un prerrequisito, los datos sísmicos de componentes múltiples deben ser adquiridos en algún punto. La Figura 1A y la Figura 1B ilustran un sistema 100 de inspección en una inspección 101 marina, ambos de los cuales son modalidades de ejemplo de sus respectivos aspectos de la presente invención. La inspección 101 marina es una inspección con intervalo de tiempo, es decir, una inspección que repite una inspección anterior o de línea de base. En consecuencia, en lo sucesivo, la inspección 101 marina será aludida como una "inspección con intervalo de tiempo". En esta modalidad particular, el sistema 100 de inspección incluye generalmente un arreglo 103 remolcado por un barco 106 de inspección a bordo del cual hay un aparato 109 de computación. El arreglo 103 remolcado comprende ocho cables 112 sísmicos marinos (indicado solamente uno) que pueden ser, cada uno por ejemplo, de de 6 km de largo. Notar que el número de cables 112 sísmicos en el arreglo 103 remolcado no es material para la práctica de la invención. Así, modalidades alternativas pueden emplear números diferentes de cables 112 sísmicos. En algunas modalidades, los cables 112 sísmicos más externos en el arreglo 103 podrían estar, por ejemplo, 700 metros separados. Una fuente 115 sísmica se muestra también siendo remolcada por el barco 106 de inspección. Notar que, en modalidades alternativas, la fuente
115 puede no ser remolcada por el barco 106 de inspección. En su lugar, la fuente 115 sísmica puede ser remolcada por un segundo barco (no mostrado), suspendida de una boya (también no mostrada), o desplegada en alguna otra forma conocida en la técnica. Las fuentes sísmicas conocidas incluyen fuentes de impulsos, tales como explosivos y cañones de aire, y fuentes vibratorias que emiten ondas con una amplitud y un espectro de frecuencia más controlables. La fuente sísmica 115 puede ser implementada usando cualquier fuente conocida en la técnica. En la modalidad ilustrada, la fuente sísmica 115 comprende un cañón de aire o un arreglo de cañones de aire. En el frente de cada cable 112 sísmico hay un deflector 118 (indicado solamente uno) y en la parte trasera de cada cable 112 sísmico hay una boya 120 de cola (indicada solamente una). El deflector 118 lateralmente, o en la dirección de línea transversal, posiciona el extremo 113 frontal del cable sísmico 112 más cerca del barco 106 de inspección. La boya 120 de cola crea un arrastre en el extremo 114 de cola del cable sísmico 112 más lejano del barco 106 de inspección. La tensión creada en el cable 112 sísmico por el deflector 118 y la boya 120 de cola resulta en la forma aproximadamente lineal del cable 112 sísmico mostrada en la Figura 1. Colocada entre el deflector 118 y la boya 120 de cola hay una pluralidad de dispositivos de posicionamiento de cables sísmicos conocidos como "pájaros" 122. Los pájaros 122 pueden estar ubicados en intervalos regulares a lo largo del cable sísmico, tal como cada 200 a 400 metros. En esta modalidad particular, los pájaros 122 se usan para controlar la profundidad a la cual son remolcados los cables 112 sísmicos, típicamente
unos pocos metros. En una modalidad particular, los pájaros 118 dirigibles son implementados con pájaros dirigibles Q-fin™, como son empleados por Western Geco, la cesionaria de la presente, en sus inspecciones sísmicas. Los principios de diseño, operación, y uso de tales pájaros dirigibles se encuentran en la Solicitud Internacional PCT WO 00/20895, titulada "Sistema de Control Para Posicionamiento de Cintas Sísmicas Marinas", presentada bajo el Tratado de Cooperación de Patentes el 28 de septiembre de 1999, a nombre de Services Petroliers Schiumberger como cesionaria de los inventores 0yvind Hillesund et al., ("la solicitud '895"). Sin embargo, se puede emplear cualquier tipo de dispositivo dirigible. Por ejemplo, una segunda modalidad se describe en la Solicitud Internacional PCT No. WO 98/28636, titulada "Dispositivos de Control Para Controlar la Posición de una Cinta Sísmica Marina", presentada el 19 de diciembre de 1997, a nombre de Geco AS como cesionaria del inventor Simón Bittleston ("la solicitud '636"). En algunas modalidades, los pájaros 118 pueden ser omitidos aún. Los cables 112 sísmicos incluyen también una pluralidad de sondas 124 instrumentadas (indicada solamente una) distribuidas a lo largo de su longitud. Las sondas 124 instrumentadas alojan, en la modalidad ilustrada, un sensor 200 acústico (por ejemplo un hidrófono) tal como se conoce en la técnica, y un sensor 203 de movimiento de partículas, ambos mostrados conceptualmente en la Figura 2. Los sensores 203 de movimiento de partículas miden no solamente la magnitud de frentes de onda que pasan, sino también su dirección. Los elementos de detección de los sensores de movimiento de partículas puede ser, por ejemplo, un medidor de velocidad
o un aceleró-metro. Los sensores de movimiento de partículas adecuados se describen en: • La solicitud de U.S. No. de Serie 10/792,511, titulada "Sensor de Movimiento de Partículas Para Cintas de Sensores Sísmicos Marinos", presentada el 3 de marzo de 2004, a nombre de los inventores Stig Ruñe Lennart Tenghamn y Andre Stenzel (publicada el 8 de septiembre de 2005, como Publicación No. 2005/0194201);
• La solicitud de U.S. No. de Serie 10/233,266, titulada "Aparato y Métodos Para Reunir Datos Geofísicos Marinos de Componentes Múltiples", presentada el 30 de agosto de 2002, a nombre de los inventores Stig Ruñe Lennart Tenghamn et al., (publicada el 4 de marzo de 2004, como Publicación No. 2004/0042341); Títulos de patente de E. U. 3,283,293, titulada "Detector de Velocidad de Partículas y Medio Para Cancelar los Efectos de Perturbaciones de Movimiento Aplicados a los Mismos", a nombre de G. M. Pavey, Jr., et al., como inventores, y otorgada el 1 de noviembre de 1996. Se puede usar cualquier sensor de movimiento de partículas conocido en la técnica para implementar el sensor 203 de movimiento de partículas. Así, sería posible distinguir datos que representan frentes de onda que se propagan hacia arriba, tales como las reflexiones 135, de los frentes de onda que se propagan hacia abajo, tal como la reflexión 150 múltiple. En general, es deseable que las mediciones de ruido de los sensores 203 de movimiento de partículas se tomen tan cerca del punto de adquisición de datos sísmicos por los sensores 200 acústicos como sea
razonablemente posible. Mayor distancia entre la adquisición de datos de ruido y la adquisición de datos sísmicos significará menor precisión en la medición de ruido en el punto de adquisición de datos sísmicos. Sin embargo, no es necesario que el sensor 203 de movimiento de partículas se posicione junto con el sensor 200 acústico dentro de la sonda 124 de sensor. El sensor 203 de movimiento de partículas solamente necesita estar colocado suficientemente cercano al sensor 200 acústico de manera que los datos que adquiere representen razonablemente el componente de ruido de los datos sísmicos adquiridos. Los sensores de la sonda 124 instrumentada transmiten después datos representativos de la cantidad detectada por los conductores eléctricos del cable 112 sísmico. Los datos de los sensores 200 acústicos y los sensores 203 de movimiento de partículas pueden ser transmitidos por líneas separadas. Sin embargo, esto no es necesario para la práctica de la invención. Sin embargo, las restricciones de tamaño, peso y potencia harán típicamente esto deseable. Los datos generados por el sensor 203 de movimiento de partículas necesitarán por lo tanto ser intercalados con los datos sísmicos. Las técnicas para intercalar información con esto son conocidas en la técnica. Por ejemplo, los dos tipos de datos pueden ser multiplexados. Cualesquiera técnicas adecuadas para intercalar datos conocidas en la técnica pueden ser empleadas. Así, la información generada por los sensores de las sondas 124 instrumentadas es transmitida por el cable sísmico al aparato 109 de computación. Como la apreciarán aquellos en la técnica, una variedad de señales son transmitidas arriba y abajo del cable 112 sísmico durante la
inspección sísmica. Por ejemplo, la energía es transmitida a los componentes electrónicos (por ejemplo, el sensor 200 acústico y el sensor 203 de movimiento de partículas), las señales de control son enviadas a elementos de posicionamiento (no mostrados), e información es transmitida de regreso al barco 110. Para este fin, el cable 112 sísmico proporciona un número de líneas (es decir, un conductor 206 de energía, una línea de comando y de control, y una línea de información) en las cuales pueden ser transmitidas estas señales. Aquellos en la técnica apreciarán además que hay un número de técnicas que pueden ser empleadas que pueden variar el número de líneas usadas para este propósito. Además, el cable 112 sísmico incluirá también típicamente otras estructuras, tales como miembros de refuerzo (no mostrados), que son omitidos para beneficio de claridad. Regresando a la Figura 1A y la Figural B, el aparato 109 de computación recibe la información sísmica (información de hidrófono así como también de sensor de movimiento de partículas), y la registra. La información del sensor de movimiento de partículas se registra, por ejemplo, en un almacenamiento de datos en cualquier estructura de datos adecuada conocida en la técnica. Los datos del sensor de movimiento de partículas pueden ser procesados entonces junto con la información del hidrófono para, por ejemplo, suprimir múltiples no deseados. El aparato 109 de computación hace interfase con el sistema de navegación (no mostrado) del barco 106 de inspección. A partir del sistema de navegación, el aparato 109 de computación obtiene estimados de parámetros amplios del sistema, tales como la dirección de remolcado, velocidad de remolcado
y dirección actual y velocidad actual medida. En la modalidad ilustrada, el aparato 109 de computación monitorea las posiciones reales de cada uno de los pájaros 122 y se programa con las posiciones deseadas de o las separaciones mínimas deseadas entre los cables 112 sísmicos. Las posiciones horizontales de los pájaros 122 pueden ser derivadas usando varias técnicas bien conocidas en la técnica. Las posiciones verticales, o profundidades, de los pájaros 122 se monitorean típicamente usando sensores de presión (no mostrados) unidos a los pájaros 122. Aunque el arrastre de la boya 120 de cola tiende a mantener rectos los cables 112 sísmicos, y aunque los pájaros 122 pueden ayudar a controlar la posición de los cables 112 sísmicos, factores del entorno, tales como el viento y las corrientes, pueden alterar su forma. Esto, a su vez, afecta la posición de las sondas 124 instrumentadas y, por ende, los sensores 200, 203 (mostrados en la Figura 2). La forma del cable 112 sísmico puede ser determinada usando cualquiera de una variedad de técnicas conocidas en la técnica. Por ejemplo, se puede usar el equipo de sistemas de posicionamiento global con base en satélites para determinar las posiciones del equipo. El Sistema de Posicionamiento Global ("GPS"), o GPS diferencial, es útil, con receptores de GPS (no mostrados) en el frente y la cola de la cinta. Además del posicionamiento con base en el GPS, es conocido monitorear las posiciones relativas de cintas y secciones de cintas a través de una red de transceptores 123 sónicos (solamente uno indicado) que transmiten y reciben señales acústicas o de sonar. Alternativamente, o
además del GPS se pueden emplear técnicas de posicionamiento acústico empleadas comúnmente. Las posiciones horizontales de los pájaros 122 y las sondas 124 instrumentadas pueden derivarse, por ejemplo, usando los tipos de sistema de posicionamiento acústico descrito en: (i) Título de patente de E.U. 4,992,990, titulada "Método para Determinar la Posición de Cintas en un Sistema de Medición Sísmica por Reflexión", otorgada el 12 de febrero de 1991 a Geco A. S. como cesionario de los inventores Langeland et al., (la "patente 990"); (ii) La solicitud de E.U. No. de Serie 10/531,143, titulada "Método y Aparato Para Posicionar Cables de Detección Sísmica", presentada el 8 de abril de 2005, a nombre de James L. Martin et al., (la "solicitud 143"); y (iii) Solicitud Internacional No. de Serie PCT/GB 03/04476 titulada "Método y Aparato Para Determinación de una Posición de
Receptor Acústico", presentada el 13 de octubre de 2003, a nombre de James L. Martin et al., (la "solicitud 476"). Sin embargo, se puede usar cualquier técnica adecuada conocida en la técnica para la determinación de la forma del cable. El barco 106 de inspección remolca el arreglo 103 a través del área de inspección en un patrón predeterminado. Puesto que la inspección es una inspección con intervalo de tiempo, como se mencionó anteriormente, el objetivo es colocar las fuentes 115 y sensores 200, 203 (mostrados en la Figura 2) de las sondas 124 instrumentadas en las mismas posiciones que las fuentes y receptores en la inspección de línea de base durante la
adquisición. El patrón predeterminado se formula por lo tanto para replicar tan cerca como sea posible la inspección de línea de base contra la cual se toma la inspección con intervalo de tiempo dada la información disponible de la inspección de línea de base y las condiciones anticipadas de la inspección corriente. El patrón predeterminado está comprendido básicamente por una pluralidad de "líneas de navegación" a lo largo de las cuales el barco 106 de inspección remolcará el arreglo 103. Así, en cualquier momento dado durante la inspección, el barco 106 de inspección estará remolcando el arreglo 103 a lo largo de una línea 153 de navegación predeterminada. Haciendo referencia aún a la Figura 1A y la Figura 1B, la fuente 115 sísmica genera una pluralidad de señales 125 de inspección sísmica de acuerdo con la práctica convencional a medida que el barco 106 de inspección arrastra el arreglo 103. Las señales 125 de inspección sísmica se propagan y son reflejadas por la formación 130 geológica subterránea. La formación 130 geológica presenta un reflector 145 sísmico. Como apreciarán aquellos en la técnica que tienen el beneficio de esta descripción, las formaciones geológicas bajo inspección pueden ser mucho más complejas. Por ejemplo, se pueden presentar reflectores múltiples que presentan múltiples eventos de inmersión. La Figura 1A y Figura 1B omiten estas capas adicionales de complejidad en beneficio de la claridad y para no afectar la presente invención. Los sensores 200, 203 detectan las señales 135 reflejadas de la formación 130 geológica en una manera convencional. Los sensores 200, 203 (mostrados en la Figura 2) en las sondas 124
instrumentadas generan entonces información representativa de las reflexiones 135, y la información sísmica es incluida en señales electromagnéticas. Notar que la información generada es información sísmica de componentes múltiples. Las señales generadas por los sensores 200, 203 son comunicadas al aparato 109 de computación. El aparato 109 de computación recoge la información sísmica para procesamiento. El aparato 109 de computación está colocado de manera central en el barco 110 de inspección. Sin embargo, como será apreciado por aquellos expertos en la técnica, varias porciones del aparato 109 de computación pueden estar distribuidas en su totalidad o en parte, por ejemplo, a través del arreglo 105 de registro sísmico, en modalidades alternativas. El aparato 109 de computación puede procesar la información sísmica misma, almacenar la información sísmica para procesarla en un momento posterior, transmitir la información sísmica a una ubicación remota para procesamiento, o alguna combinación de estas cosas. Típicamente, el procesamiento ocurre a bordo del barco 106 de inspección o en algún momento posterior en lugar de en el barco 106 de inspección debido a un deseo para mantener la producción. La información, por lo tanto, puede ser almacenada en un medio de almacenamiento magnético portátil (no mostrado) o transmitida de manera inalámbrica desde el barco 106 de inspección hasta un centro 140 de procesamiento para procesarla de acuerdo con la presente invención. Típicamente, en una inspección marina, esto será por vínculos 142 de satélite, y un satélite 143. Notar que algunas modalidades alternativas pueden emplear sistemas 120 de
recolección de información múltiple. En un aspecto, la presente invención es un método implementado por software. La Figura 3 muestra porciones selectas de la arquitectura de hardware y software de un aparato 300 de computación tal como el que puede ser empleado en algunos aspectos de la presente invención. El aparato 300 de computación incluye un procesador 305 que se comunica con el almacenamiento 310 por un sistema 315 de barra colectora. El almacenamiento 310 puede incluir un disco duro y/o memoria de acceso aleatorio ("RAM") y/o un almacenamiento removible tal como un disco magnético floppy 317 y un disco óptico 320. El almacenamiento 310 esta codificado con una información 325 de intervalo de tiempo y una información 326 de línea de base. La información 325 de intervalo de tiempo es información de componentes múltiples y, en esta modalidad particular, incluye información de ambos sensores 200, 203. La información 326 de línea de base, la cual es "información heredada" adquirida previamente, se muestra también codificada en el almacenamiento 310 aunque, como se discutirá más adelante, ésta no es necesaria para la práctica de la invención. Notar que el tiempo entre la adquisición de la información 326 de línea de base y la información 325 con intervalo de tiempo no es material para la práctica de la invención. El almacenamiento 310 está codificado también con un sistema 330 operativo, software 335 de interfase de usuario, y una aplicación 365. El software 335 de interfase de usuario, en conjunto con un exhibidor 340, implementa una interfase 345 de usuario. La interfase 345 de usuario puede incluir dispositivos periféricos l/O tales como un teclado numérico o
un teclado 350, un ratón 335, o una palanca de mando 360. El procesador 305 corre bajo el control del sistema 330 operativo, el cual puede ser prácticamente cualquier sistema operativo conocido en la técnica. La aplicación 365 es invocada por el sistema operativo 330 al encenderlo, restablecerlo o ambos, dependiendo de la implementación del sistema operativo 330. La aplicación 365, cuando se invoca, realiza el método de la presente invención. El usuario puede invocar la aplicación de manera convencional a través de la interfase 345 de usuario. Notar que no hay necesidad de que la información 325 de intervalo de tiempo resida en el mismo aparato 300 de computación que la aplicación 365 mediante la cual es procesada. Algunas modalidades de la presente invención pueden ser implementadas, por lo tanto, en un sistema de computación, por ejemplo, el sistema 400 de computación de la Figura 4, que comprende más de un aparato de computación. Por ejemplo, la información 325 de intervalo de tiempo puede residir en una estructura de información que reside en un servidor 403 y la aplicación 365' mediante la cual es procesada en una estación de trabajo 406 donde el sistema 400 de computación emplea una arquitectura de trabajo en red de cliente/servidor. Además, aunque el conjunto 326 de información de ondas de superficie se muestra residiendo en el servidor 403, no hay requerimiento de que la información 325. de intervalo de tiempo y el conjunto 326 de información de ondas de superficie residan conjuntamente. Sin embargo, no hay requerimiento de que el sistema 400 de computación sea trabajado en red. Las modalidades alternativas pueden emplear, por ejemplo, una arquitectura de igual-a-igual (peer-to-peer) o
algún híbrido de una arquitectura de igual-a-igual y cliente/servidor. El tamaño y alcance geográfico del sistema 400 de computación no es material para la práctica de la invención. El tamaño y el alcance pueden variar como sea desde justo unas pocas máquinas de una Red de Area Local ("LAN") colocadas en la misma habitación hasta muchos cientos o miles de máquinas distribuidas globalmente en un sistema de computación de empresa. Regresando a la Figura 3, la información 325 de intervalo de tiempo contiene la información sísmica de componentes múltiples adquirida como se describió anteriormente. Como se ha anotado previamente, en una situación ideal, las ubicaciones de la fuente 115 y los sensores 200, 203 (mostrados en la Figura 2) en las sondas 124 instrumentadas estarían en las mismas posiciones durante la adquisición de la información 325 de intervalo de tiempo como lo estaban las contrapartes de fuente y receptor en la inspección de línea de base. Sin embargo, frecuentemente esto no es el caso. Considerando el escenario en la Figura 6A, la cual ilustra cómo él sistema 100 de inspección en el sistema 101 de inspección con intervalo de tiempo podría ser desviado de la inspección 601 de línea de base, mostrada en líneas punteadas. Notar que el sistema 100 de inspección en el sistema 101 de intervalo de tiempo es desviado del sistema 600 de inspección en la inspección 601 de línea de base en ambas direcciones en línea y de línea transversal. Tal desviación podría ser causada por errores de posícionamiento o de navegación. Las condiciones ambientales pueden inducir también a tal desviación. A partir del punto de vista del análisis de
intervalo de tiempo, sin embargo, la causa de tales desviaciones no es tan importante como el hecho de su existencia. Notar que la desviación mostrada en la Figura 6A está algo exagerada para propósitos de ilustración. Típicamente las cintas están separadas 100 m en la dirección de línea transversal. La técnica de interpolación descrita en la presente puede ser capaz de interpolar de manera precisa y confiable distancias del orden de 10 m a 30 m. Así, la desviación en la modalidad ilustrada en la Figura 6A está en el rango de aproximadamente 10 m a 30 m en ambas direcciones en línea y de línea transversal aunque puede parecer más grande en el dibujo. Las desviaciones entre la información de intervalo de tiempo y la información de línea de base generadas en escenarios tales como los mostrados en la Figura 6A son desfavorables para el análisis de intervalo de tiempo. En consecuencia, como se indicó antes, la presente invención emplea por lo tanto, en otro aspecto, una técnica de interpolación. La técnica ha experimentado desde hace mucho la necesidad de interpolar o extrapolar registros de trazas en áreas carentes de receptores. Normalmente el campo de onda y/o sus derivados se conocen solamente en un número de ubicaciones discretas. Sin embargo, en la práctica es deseable con frecuencia extender el conocimiento del campo de onda a otros puntos usando la interpolación, la extrapolación o una combinación de interpolación estéril de extrapolación, conocida algunas veces como intrapolación. Como se usa en la presente, los términos "interpolar" e "interpolación" se referirán generalmente a cualquiera de interpolación, extrapolación e intrapolación a menos que se indique otra cosa para
significar específicamente interpolación con la exclusión de extrapolación e interpolación. La Figura 6B ilustra gráficamente una tal interpolación para una posición 603 de receptor sencillo en una inspección 101 de intervalo de tiempo para la posición 606 de receptor correspondiente en la inspección 601 de línea de base. Notar que la técnica anterior de interpolación/extrapolación descrita anteriormente opera en múltiples dimensiones. En la Figura 6B, la posición 606 de receptor es interpolada en ambas direcciones en línea y de línea transversal a la posición 603 como se representa gráficamente por las flechas en líneas punteadas. Recordar, sin embargo, que la interpolación es un resultado de técnicas de procesamiento implementadas con software. La modalidad ilustrada en la Figura 6B solamente interpola en línea y en línea transversal, pero la técnica se puede aplicar para interpolar en la vertical, o eje z, también. Una 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 Cinta Sísmica de Componentes Múltiples", presentada el 21 de junio de 2004, presentada a nombre de Olof Robertsson, y publicada el 23 noviembre de 2005 ("la solicitud '299"). Esta solicitud se incorpora en la presente por referencia como sí se expusiera expresamente verbatim en la presente para sus enseñanzas con respecto a interpolación/intrapolación. Para un mejor entendimiento de la presente invención, se escogen en la presente porciones seleccionadas de esa solicitud. En esta técnica particular, los datos medidos a partir de una cinta de
componentes múltiples son usados para derivar un filtro que interpola o extrapola información de presión lejos de la ubicación de la cinta. El filtro puede estar basado parcialmente en una serie de expansión de la información de presión. Una serie de expansión se define generalmente como una representación de la función o conjunto de datos por medio de una suma de derivadas superiores crecientes de la función o conjunto de datos como un punto o el espacio que rodea un punto. Una de las series de expansión más utilizada es la serie de Taylor. Mientras que las series de Taylor generalmente no son adecuadas para funciones oscilatorias de extrapolación en grandes distancias, esta técnica se basa en el hecho de que en aplicaciones sísmicas las ondas llegan a los receptores con una incidencia casi vertical. Para ciertas aplicaciones, en particular para intrapolación entre puntos conocidos del conjunto de datos, una variante preferida de la presente invención es usar una serie de Taylor con ponderación modificada, más preferiblemente ponderación conocida como ponderación baricéntrica o triangular. Aunque se han propuesto series de expansión en la teoría sísmica, fueron severamente restringidas en la aplicación real porque tales expansiones conducen a términos de línea transversal que son difíciles de evaluar. La carencia de velocidad de partículas precisa causó problemas adicionales: sin tales datos, los errores incurridos por la intra- y extrapolación hicieron no confiables los resultados. Se ha encontrado ahora que las cintas de componentes múltiples son capaces de proporcionar datos relacionados con la velocidad de partículas suficientemente precisa ya sea directa o indirectamente. En una
modalidad, las derivadas de primer orden de línea transversal de datos en el filtro o series de expansión se sustituyen por mediciones en línea de solamente cantidades de campo de onda. En otra modalidad, las derivadas de segundo orden de línea transversal de datos en el filtro o series de expansión se sustituyen adicionalmente por derivadas en línea y mediciones de cantidades de campo de onda. La serie de expansión es precisa para un término de expansión de primer orden, más preferiblemente para segundo orden. Es deseable extender la serie hacia el orden más alto permitido por las mediciones disponibles de cantidades de campo de onda. Sin embargo, los términos involucran derivadas más y más complejas de los datos medidos. De aquí que tal extensión está limitada de preferencia al término que puede ser remplazado o expresado en términos de información medida con precisión. Más técnicamente, durante la inspección 100, la fuente 115 es disparada en intervalos y los sensores 200, 203, mostrados en la Figura 2A, "escuchan" con una frecuencia y una ventana de tiempo para señales acústicas tales como señales reflejadas y/o refractarias que son causadas por características sísmicas en trayectoria del campo de onda emitido. Como resultado de tal inspección, un conjunto de datos de presión P(x,y,t) y, haciendo uso de la capacidad de componentes múltiples de la cinta, un conjunto de datos relativos a la velocidad: V(x,y,t) = (Vx(*,y,t), Vy(x,y,t), Vz(x,y,t)) (2) se obtienen en ubicaciones x, y y tiempos t. Notar que la información registrada disponible solamente de manera general a lo largo de curvas 1D en espacio de 3D enseguida de las cintas. Típicamente las cintas están
colocadas aproximadamente en un plano xy a aproximadamente una profundidad z constante. La velocidad es un vector con, por ejemplo, componentes en direcciones x, y y z. Las coordenadas son coordenadas Cartesianas, como se ilustra en la Figura 5, con x como dirección en línea, la cual es una dirección paralela al eje principal del cable 112 sísmico, y y como dirección de línea transversal perpendicular al eje del cable 112 sísmico y paralela a la superficie o plano del mar (ideal) en donde son remolcadas las cintas paralelas. La dirección z se toma como vertical y ortogonal a x y y. Aplicando el teorema de Taylor bien conocido, un campo de onda analítico puede ser extrapolado lejos de una ubicación donde el campo de onda y sus derivadas son conocidos: P(x + Ar, + ?' = P(x,y)+[AxdrP(x,y) + AydyP(x,y)] + ±-[(Ax)2 d aP(x, y) + 2Ax&yd nP(x, y) + (Ay) 1 c? „P(x, ')] + (3)
~[{??? dmP{x, v) + 3(A*)-' Aya»}.P(x>y) + 3??(?}> ??)?.?(?, ) + {Ay)3 d yn,P(x,)] + 0(A )
donde 0(??) indica el orden de los términos desatendidos en la expansión de Taylor (n = 4 en la ecuación (3)) y el operador dx indica una derivada parcial espacial - en este caso con respecto a la dirección x. La serie de Taylor es infinita y es válida para extrapolación de cualquier distancia lejos de la ubicación donde se conocen el campo de onda y sus derivadas. El rango de la extrapolación se limita truncando la serie de Taylor. En los siguientes ejemplos se extrapolan datos de presión. Una aplicación de la ecuación general de valores de movimiento:
dxP(x, y) = pVy(x, y), (4) y dyP(x, y) = pVy(x, y), (5) donde Vx, Vy indican derivadas de tiempo de Vx y Vy, respectivamente, y p es la densidad del agua. Usando la ecuación (5) para remplazar la derivada de línea transversal de la presión, todos los términos requeridos para la expansión de Taylor precisa de primer orden de la presión lejos de la cinta de componentes múltiples están disponibles: ?(?+??, y+Ay) = P{x, y) + [ xdxP(x, y) + AypVy(x, y)] + 0(A2) (6) En la ecuación (6), existe la opción de expresar derivadas en línea con respecto a la presión en términos de derivadas de componente en línea de velocidad de partículas a través de la ecuación (4). Sin embargo, en los ejemplos, las derivadas en línea de la presión se usan todo el tiempo. Una variante de la ecuación (6) puede aplicarse a expansiones en la dirección z. La derivada de línea transversal de segundo orden de la presión a partir de una cinta de componentes múltiples remolcada en la vecindad de la superficie de mar (por ejemplo a 6 m de profundidad) se puede expresar como: dfyP(*,y)= (7)
d„P{x,y) + 0{h)
La ecuación (7) se expresa en el dominio de espacio-frecuencia, h indica la profundidad instantánea de cada elemento de registro como una
función del tiempo y el espacio, y k = ?/c es el número de onda donde ? es la frecuencia angular y c es la velocidad en el agua. Con el fin de ser aplicable para una mar gruesa variante con el tiempo, se usa una implementación espacio-tiempo usando filtros compactos de la ecuación (7). Esto se puede hacer exitosamente ya sea aproximando los términos dependientes de k mediante expansiones de Taylor truncadas (equivalente a derivadas en tiempo en el dominio de tiempo) o mediante ventanas triangulares de traslape donde la altura de onda se considera constante dentro de cada ventana. Combinando la ecuación (3), la ecuación (5) y la ecuación (7), la expansión de Taylor de presión lejos de la cinta de componentes múltiples se puede escribir con precisión hasta el segundo orden: P(x + 6x,y + Ay) = P(x, ) + [AxdxP(x, y) + AypV, (x, y)]
+ 0(?3)
Habiendo derivado expresiones de la expansión de Taylor de primer y segundo orden en términos de información mensurable, estas expresiones pueden ser aplicadas como filtro a varios problemas de interés para exploración sísmica y análisis de datos. Un filtro práctico puede aproximar expresiones analíticas tales como derivadas por sus aproximaciones de diferencia finita correspondientes.
Así, las aplicaciones para filtros de acuerdo con la invención incluyen generalmente los pasos de obtener la información de componentes múltiples usando una cinta de componentes múltiples, usando una ecuación de expansión con términos de línea transversal remplazados como se describe antes, y usando dispositivos de computación adecuados para determinar la información ínter o extrapolada. El primero de tales problemas se refiere a la interpolación o intrapolación de datos de presión en la dirección a lo largo de una cinta para derivar valores del conjunto de datos en puntos entre la ubicación de los receptores. El problema de interpolar un campo de onda entre dos puntos donde el valor del campo de onda y algunas de sus derivadas son conocidos es bien sabido en una dimensión y se resuelve mediante el acomodo de polinomios de Hermite a la información. La cinta de componentes múltiples tendrá alguna redundancia en las mediciones en línea sí se registran tanto P como Vx. Esta redundancia puede ser explotada para atenuar el ruido en üna cinta de componentes múltiples. Para el caso donde hay registros de ambos P y Vx y con el fin de suprimir el ruido en P por medio de filtrado se puede relajar la separación máxima de requerida del sensor, sí se puede generar a través de la interpolación una cuadrícula suficientemente densa de valores de datos. Como el ruido en los componentes de geófono estará en otro lugar espacialmente, este método puede requerir un modelo para predecir el ruido en los componentes del geófono una vez que se conoce en los componentes de presión. Los polinomios de Hermite nos permiten interpolar información de P a
partir de registros de P y Vx vecinos entre x = x0 y x = x, aún cuando el modo de propagación de ruido más lento puede estar en otro lugar espacialmente en los registros mismos de P: P(x,y0) = P(xo,y0)(2s' - s* + i) + P(xt,y())(~2s' + 3r) + (9) í oX*'1 ~2si + s) + pVx(x„y(t)(s3 -s2) donde los polinomios de Hermite se escriben como una función de: _= (*- ,) (10)
una segunda aplicación es la extrapolación lejos de una cinta. Para extrapolar datos de presión lejos de una cinta de componentes múltiples, pero no hacia la dirección de otra cinta de componentes múltiples, se puede aplicar una interpolación de Hermite de una dimensión a lo largo de la cinta hasta el punto a lo largo de la cinta que tiene la distancia más corta al punto en el cual se va a extrapolar la información. La interpolación a lo largo de la cinta puede realizarse en un grado arbitrario de exactitud mediante derivadas de computación en la dirección de la cinta de los diferentes términos necesarios para la extrapolación de Taylor (ecuación (6) o ecuación (8)) con precisión espectral, siempre que los términos requeridos no estén en otro lugar espacialmente. La interpolación de Hermite, sin embargo, no puede extenderse arbitrariamente ya que incluyendo derivadas de mayor orden aún se amplificará más ruido. El tercer problema se refiere a la interpolación e intrapolación de datos de presión entre dos cintas de componentes múltiples. Una interpolación de Hermite probablemente puede no usarse en línea
transversal entre las cintas ya que los términos para una extrapolación de Hermite están en otro lugar probablemente. Más bien, se necesita derivar una forma modificada de la fórmula de intrapolación de Taylor para restringir el campo de onda extrapolado entre las cintas vecinas para este caso especial. Si se conocen el campo de onda y sus derivadas en las esquinas de un triángulo y se deseara interpolar el campo de onda hasta un punto en el interior del triángulo, un primer método posible es usar una expansión de
Taylor de 2D para cada uno de los tres puntos (ecuación (2)) y después interpolar linealmente o ponderar los tres valores de acuerdo con sus pesos baricéntricos. Sin embargo, se ha mostrado qué esto resultará en un campo de onda intrapolado con un grado de precisión menor que el que se puede alcanzar si se modifican ligeramente los coeficientes de expansión de Taylor de manera que los interpolantes son forzados a acomodar los datos en todas las esquinas del triángulo y no solamente uno cada vez. Un ejemplo de la expansión de Taylor modificada se puede encontrar por ejemplo en una tesis reciente de D. Kraaijpoel, "Campos de Rayos Sísmicos y Mapas de Campos de Rayos: Teoría y Algoritmos", Universidad de Ultrecht (2003). De aquí que, para intrapolar el campo de onda entre dos cintas de componentes múltiples el dominio de ubicaciones de receptor se triangula de manera que cada punto en medio de dos cintas cae dentro de un triángulo con una ubicación de receptor en cada esquina. El campo de onda es extrapolado entonces para cada una de las tres ubicaciones de registro al punto interior usando la expansión de Taylor modificada. Los
datos son promediados después usando ponderación baricéntrica (triangular). Las expansiones de Taylor de presión modificadas de primer y segundo orden son (ver por ejemplo Kraaijpoel, 2003): P(x + ??', v + Ay) = P(x, y) + - [Axdc P(x, y) + AypVy (x, y)] + 0(A2 ) (10) para la expansión de primer orden y como expansión de segundo orden:
P(x + Ax,y + Ay) = P(x,y) + [todxP(xty) + AypVr{x,y)}
(12)
+ 0(?3). Hay diferentes coeficientes en frente de los términos en la ecuación (10) y la ecuación (12) en comparación con las expansiones de Taylor tradicionales (ecuación (6) y ecuación (8)). La ecuación (10) y la ecuación (12) se usan mejor cuando se interpolan datos en 2D y no para extrapolación. La triangulación puede usarse también cuando se interpola entre cintas en triángulos altamente degenerados. Un lado de tales triángulos está formado por la separación de receptores mientras que los otros dos se determinan por la distancia mucho más grande entre las cintas. Así, se pueden aplicar las ecuaciones anteriores en el límite de ???0. Un cuarto problema para el cual se pueden aplicar los métodos de acuerdo con la presente invención es la intrapolación de datos de presión en proximidad de desviaciones de fuente.
Este es un caso especial particularmente importante para aplicaciones en el campo de supresión múltiple. Generalmente, una inspección obtiene datos de múltiples cintas adyacentes, como se muestra en la Figura 1. Pero no hay datos disponibles en la región más cercana a la fuente. Sin embargo, en la ubicación de la fuente se pueden usar condiciones de simetría en la interpolación de manera que los datos de presión son simétricos a través de la ubicación de la fuente. En otras palabras, una expansión de Taylor del campo de onda lejos de la ubicación de la fuente contendrá solamente términos pares que son simétricos (presión, segundas derivadas de presión, etc.), pero no términos impares que son anti-simétricos. El argumento es correcto para la onda directa y para el caso de un modelo de una dimensión (1D) de la Tierra, pero rompe con variaciones en la superficie submarina. Sin embargo, es probable que la simetría sea una restricción adicional fuerte para la extrapolación de desviaciones cercanas. Sí se conocen la firma de fuente cercana al campo (por ejemplo, usando la tecnología CMS™ de Western-Geco), entonces tal información puede ser agregada para restringir la interpolación de la llegada directa. Finalmente, otro caso especial es aquel de una cinta de componentes múltiples remolcada paralela a una cinta convencional registrando solamente datos de P (P y todas las derivadas espaciales son conocidas). También para este caso es probable que una forma modificada de la fórmula de intrapolación de Taylor como anteriormente para restringir la extrapolación se beneficie del hecho de que el campo de onda de presión y sus derivadas en línea sean conocidas a lo largo de la cinta convencional.
Así, una cinta de componentes múltiples contiene registros de presión así como también registros de movimiento de partículas. La ecuación de movimiento nos enseña cómo calcular el gradiente de datos de presión directo de los registros de movimiento de partículas, ver la solicitud '299. Además, como se indica también en la solicitud '299, se puede calcular también el Laplaciano del campo de onda de presión cuando la cinta de componentes múltiples es remolcada en la vecindad de la superficie del mar. Con derivadas de primer orden y posiblemente de mayor orden del campo de onda de presión disponibles se puede confiar en las técnicas de interpolación para proporcionar mejor información muestreada espacialmente (de acuerdo con el teorema de muestreo de Nyquist) aún cuando las cintas mismas de componentes múltiples estén muy separadas para permitir la interpolación usando solamente datos de presión. Notar, sin embargo, que la técnica de interpolación/extrapolación descrita primero en la solicitud '299 no es sino tal técnica con la cual la invención puede ser implementada. Se conocen en la materia otras técnicas adecuadas a partir de su uso en otros contextos. Cualquier técnica adecuada conocida en la materia se puede usar en interpolación/ extrapolación de los datos sísmicos de componentes múltiples adquiridos para las ubicaciones de fuente/receptor de la inspección de línea de base que generó datos heredados o viceversa: en la interpolación/extrapolación la inspección de línea de base de información sísmica de componentes múltiples adquirida para las ubicaciones de fuente/receptor de la inspección repetida, o alternativamente, ambas inspecciones de base y repetida para la tercera ubicación se ambas inspecciones de base y repetida fueron
adquiridas usando un sistema de adquisición de componentes múltiples. Así, la interpolación/extrapolación de ubicaciones de receptor reales para aquellas en los datos de línea de base puede ser crítica para aislar la respuesta con intervalo de tiempo de ruido introducido mediante desviaciones a partir de la inspección con intervalo de tiempo ideal. La Figura 7 ilustra un método 700 de acuerdo con un aspecto particular de la presente invención, es decir, a un método para uso en una inspección sísmica marina, con intervalo de tiempo. El método 700 comprende acceder primero (en 703) a un conjunto de datos sísmicos de componentes múltiples adquiridos. Como se indicó anteriormente, los datos sísmicos de componentes múltiples serán almacenados, ya sea temporalmente en un búfer o en algún modo a más largo término, en el momento de su adquisición. En la modalidad ilustrada, se almacena en un modo a más largo término. Notar que esto implica también que los datos sísmicos de componentes múltiples deben, necesariamente, haber sido adquiridos de manera reciente relativamente; también pueden ser datos heredados que han sido archivados durante periodos de tiempo relativamente más largos. El método 700 interpola o extrapola (en 706) después un conjunto de datos sísmicos con intervalo de tiempo a partir de los datos sísmicos adquiridos. Notar que la presente invención admite variación en la implementación. Por ejemplo, en la modalidad ilustrada anteriormente, el método de la invención puede ser aplicado a datos sísmicos de componentes múltiples donde la inspección de línea de base fue llevada a cabo ya sea con una cinta convencional o una cinta de componentes múltiples. Es decir, no importa sí los datos heredados de la inspección de
línea de base es información sísmica de componentes múltiples. La modalidad extrapola o interpola la información con intervalo de tiempo (adquirida usando una cinta de componentes múltiples) a las posiciones con las cuales se adquirió la información de línea de base. De manera similar, el método se puede aplicar también a casos donde solamente se llevó a cabo la inspección de línea de base con una cinta de componentes múltiples mientras que la inspección repetida se adquirió con información de presión registrada de cintas convencionales. Finalmente, sí la información de línea de base es también información sísmica de componentes múltiples, surgen posibilidades adicionales. Considerando el escenario de la Figura 8A, en el cual la desviación entre la inspección 601 de línea de base y la inspección 101 con intervalo de tiempo es suficientemente grande de manera que la extrapolación de la inspección 101 con intervalo de tiempo a la inspección 601 de línea de base introducirá mucho ruido en la información resultante para ser de valor. Notar que tanto la inspección 101 de intervalo de tiempo como la inspección 601 de línea de base se conducen usando técnicas de componentes múltiples y generarán información sísmica de componentes múltiples. En consecuencia, tanto la inspección 601 de línea de base como la inspección 601 con intervalo de tiempo puede ser extrapolada/interpolada a posiciones que caen en algún lugar entre las posiciones de las inspecciones respectivas, minimizando así el ruido debido al posicionamiento erróneo en la diferencia entre las dos inspecciones. La Figura 8B ilustra gráficamente una interpolación para una posición 803 de receptor sencillo en la inspección 101 con intervalo de tiempo y la
posición 806 de receptor correspondiente en la inspección 601 de línea de base. Notar que la técnica de interpolación/extrapolación anterior antes descrita opera en dimensiones múltiples. Como en la Figura 6A, la desviación mostrada en la Figura 8A está exagerada un poco para propósitos de ilustración. La desviación aquí excede a la distancia nominal de 10 m a 30 m en la cual el método de interpolación descrito anteriormente interpola/extrapolada con seguridad y de manera confiable en una o más de las dimensiones en línea, línea transversal y vertical. Sin embargo, la desviación no excede dos veces el rango nominal, o de 60 m. En la Figura 8B, las posiciones 803, 806 de receptor son ambas interpoladas/extrapoladas en ambas direcciones en línea y línea transversal a la posición 809 entre las dos como se representa gráficamente por las flechas en líneas punteadas. Recordar, sin embargo, que la interpolación/extrapolación es un resultado de técnicas de procesamiento implementadas con software. La modalidad ilustrada en la Figura 8B solamente interpola/extrapolada en linea y línea transversal, pero la técnica puede ser aplicada para interpolar/extrapolar en la vertical, o eje z, también. Como es aparente desde antes, algunas porciones de la descripción detallada en la presente se presentan en consecuencia en términos de un proceso implementado con software que involucra representaciones simbólicas de operaciones en bits de datos dentro de una memoria en un sistema de computación o un dispositivo de computación. Estas descripciones y representaciones son los medios usados por aquellos en la técnica para llevar de la manera más conveniente la sustancia de su trabajo
a otros expertos en la técnica. El proceso y la operación requieren manipulaciones físicas y cantidades físicas. Aunque usual, pero no necesariamente, estas cantidades tienen la forma de señales eléctricas, magnéticas u ópticas capaces de ser almacenadas, transferidas, combinadas, comparadas y manipuladas de cualquier otra manera. Se ha demostrado que es conveniente a veces, principalmente por razones de uso común, aludir a estas señales como bits, valores, elementos, símbolos, caracteres, términos, números o los similares. Se debe tener en mente, sin embargo, que todos estos, y otros términos similares, van a estar asociados con las cantidades físicas apropiadas y son meramente etiquetas convenientes aplicadas a estas cantidades. A menos que se establezca específicamente o de otra manera como puede ser aparente, en toda la presente revelación, estas descripciones se refieren a la acción y procesos de un dispositivo electrónico, que manipula y transforma información representada como cantidades físicas (electrónicas, magnéticas u ópticas) en algún almacenamiento del dispositivo electrónico en otra información representada de manera similar como cantidades físicas dentro del almacenamiento, o en dispositivos de transmisión o exhibición. Ejemplos de los términos que denotan tal descripción son, sin limitación, los términos "procesar", "calcular", "determinar", "exhibir", y los similares. Notar también que los aspectos implementados de software de la invención están codificados típicamente en alguna forma de medio de almacenamiento de programas o implementados en algún tipo de medio de transmisión. El medio de almacenamiento de programas puede ser
magnético (por ejemplo un disco floppy o un disco duro) u óptico (por ejemplo, una memoria de lectura solamente de disco compacto, o "CD ROM"), y puede ser de lectura solamente o acceso aleatorio. De manera similar, el medio de transmisión puede ser pares de alambres torcidos, cable coaxial, fibra óptica o algún otro medio de transmisión adecuado conocido en la técnica. La invención no está limitada por esos aspectos de cualquier implementación dada. Como se discutió anteriormente, una especificación de cómo las buenas posiciones necesitan estar en una inspección con intervalo de tiempo se define con frecuencia en el contrato con el cliente. Cuando las posiciones de la información adquirida no cumplen con las especificaciones, se tiene que relanzar líneas, lo cual se alude como "infill". Se anticipa que, en ocasiones, la presente invención puede no ser suficiente para descartar completamente la necesidad de infill. Por lo tanto, algunas modalidades pueden incluir el infill. Sin embargo, aún en estas modalidades, se anticipa que la presente invención reducirá grandemente la cantidad necesaria de infill, por lo que se proporcionan ventajas sustanciales sobre el estado de la técnica. Esto concluye la descripción detallada. Las modalidades particulares descritas anteriormente son solamente ilustrativas, ya que la invención puede ser modificada y practicada en maneras diferentes, pero equivalentes aparentes para aquellos expertos la técnica que tienen el beneficio de las enseñanzas en la presente. Además, no se pretenden limitaciones en los detalles de construcción o diseño mostrados en la presente, diferentes a los descritos en las reivindicaciones a continuación.
Es por lo tanto evidente que las modalidades particulares descritas anteriormente pueden ser alteradas o modificadas y todas estas variaciones se consideran dentro del alcance y el espíritu de la invención. En consecuencia, la protección buscada en la presente es como se expone en las reivindicaciones a continuación.