MX2010014019A - Metodo para atenuacion de ruido de interferencia en datos sismicos de sensor dual. - Google Patents

Abstract

Una super-recolección es construida intercalando trazas de una recolección de hidrófono y una recolección de geófono en datos sísmicos de tal manera que las trazas perteneciendo a geófonos e hidrófonos co-localizados son adyacentes entre sí; una super-recolección de ruido-atenuado, generada aplicando un proceso de atenuación e identificación de ruido de dominio f-x a la super-recolección, es sustraída de la super-recolección para generar un modelo de ruido de super-recolección; un modelo de ruido de recolección de hidrófono, generado retirando trazas de recolección de geófono no-ruidosas del modelo de ruido de super-recolección, es sustraído de la recolección de hidrófono para generar datos sísmicos con ruido de interferencia atenuado.

Description

MÉTODO PARA ATENUACIÓN DE RUIDO DE INTERFERENCIA EN DATOS SISMICOS DE SENSOR DUAL REFERENCIAS CRUZADAS CON SOLICITUDES RELACIONADAS No Aplica.

DESARROLLO O INVESTIGACION PATROCINADA FEDERALMENTE No Aplica.

LISTADO DE SECUENCIAS. CUADRO O LISTADO DE COMPUTADORA No Aplicable. subterráneas que tienen diferentes propiedades elásticas, específicamente velocidad de onda del sonido y densidad de roca, lo cual conduce a diferencias en impedancia acústica en las interfases. La energía sísmica reflejada es detectada por sensores sísmicos (también llamados receptores sísmicos) en o cerca de la superficie de la tierra, en un cuerpo de agua subyacente, o a profundidades conocidas en las perforaciones. Los sensores sísmicos generan señales, generalmente eléctricas u ópticas, a partir de la energía sísmica detectada, las cuales son grabadas para procesamiento adicional.

Los datos sísmicos resultantes obtenidos en la ejecución de un levantamiento sísmico, representativo del subsuelo de la tierra, son procesados para producir información relacionada con la estructura geológica y propiedades de las formaciones del subsuelo de la tierra en el área siendo prospectada. Los datos sísmicos procesados son procesados para despliegue y análisis del contenido potencial de hidrocarburo de estas formaciones subterráneas. La meta del procesamiento de datos sísmicos es extraer a partir de los datos sísmicos tanta información como sea posible con respecto a las formaciones subterráneas para formar en imagen adecuadamente el subsuelo geológico. Para identificar las ubicaciones en el subsuelo de la tierra donde existe una probabilidad de encontrar acumulaciones de petróleo, son gastadas grandes sumas de dinero en recolectar, procesar e interpretar datos sísmicos. El proceso de construir las superficies reflectoras definiendo las capas subterráneas de la tierra de interés a partir de los datos sísmicos grabados proporciona una imagen de la tierra en profundidad o tiempo.

La imagen de la estructura del subsuelo de la tierra es producida para permitir a un intérprete seleccionar las ubicaciones con la mayor probabilidad de tener acumulaciones de petróleo. Para verificar la presencia de petróleo, un pozo debe ser perforado. Los pozos de perforación para determinar si los depósitos de petróleo están presentes o no, es una tarea extremadamente cara y lenta. Por esa razón, existe una necesidad continua de mejorar el procesamiento y despliegue de los datos sísmicos, para producir una imagen de la estructura del subsuelo de la tierra que mejorará la capacidad de un intérprete, si la interpretación es hecha por una computadora o un humano, para evaluar la probabilidad de que exista una acumulación de petróleo en una ubicación particular en el subsuelo de la tierra.

Las fuentes sísmicas apropiadas para generar la señal sísmica en levantamientos sísmicos en tierra pueden incluir explosivos o vibradores. Levantamientos sísmicos marinos generalmente emplean una fuente sísmica sumergida remolcada por un buque y activada periódicamente para generar un campo de ondas acústicas. La fuente sísmica generando el campo de onda puede ser de varios tipos, incluyendo una pequeña carga explosiva, una chispa eléctrica o arco, un vibrador marino, y generalmente, una pistola. La pistola de fuente sísmica puede ser una pistola de agua, una pistola de vapor, y más generalmente, una pistola de aire. Generalmente, una fuente sísmica marina no consiste de un elemento de fuente único, sino de un arreglo distribuido espacialmente de elementos de fuente. Esta disposición es particularmente verdadera para pistolas de aire, actualmente la forma más común de fuente sísmica marina.

Los tipos apropiados de sensores sísmicos generalmente incluyen sensores de velocidad de partícula, particularmente en levantamientos en tierra, y sensores de presión de agua, particularmente en prospecciones marinas. Algunas veces los sensores de aceleración de partícula o sensores de gradiente de presión son usados en lugar de o además de los sensores de velocidad de partícula. Los sensores de velocidad de partícula y sensores de presión de agua son conocidos comúnmente en la técnica como geófonos e hidrófonos, respectivamente. Los sensores sísmicos pueden ser desplegados por sí mismos, pero son desplegados más comúnmente en arreglos de sensor. Adicionalmente, los sensores de presión y los sensores de velocidad de partícula pueden ser desplegados juntos en levantamientos marinos, colocados en pares o pares de arreglos.

En un levantamiento sísmico marino típico, un buque de prospección sísmica viaja sobre la superficie del agua, generalmente a aproximadamente 5 nudos, y contiene equipo de adquisición símico, tal como control de navegación, control de fuente sísmica, control de sensor sísmico y equipo de reconocimiento. El equipo de control de fuente sísmica causa que una fuente sísmica remolcada en el cuerpo de agua por el buque sísmico se accione en tiempos seleccionados. Los cables marinos sísmicos, también llamados cables sísmicos, son estructuras alargadas similares a cable remolcadas en el cuerpo de agua por el buque de prospección símica que remolca la fuente sísmica o por otro buque prospección símica. Generalmente, una pluralidad de cables marinos sísmicos es remolcada detrás de un buque sísmico. Los cables marinos sísmicos contienen sensores para detectar los campos de onda reflejados iniciados por la fuente sísmica y reflejados desde las interfases de reflexión. Convencionalmente, los cables marinos sísmicos contienen sensores de presión tales como hidrófonos, pero cables marinos sísmicos han sido utilizados que contienen sensores de velocidad de partícula de agua tales como geófonos o sensores de aceleración de partícula tales como acelerómetros, además de hidrófonos. Los sensores de presión y los sensores de movimiento de partícula son desplegados generalmente en la proximidad cercana, colocados en pares o pares de arreglos a lo largo de un cable sísmico.

El ruido de interferencia es un problema común creciente en conjuntos de datos sísmicos. Esto es verdadero para datos sísmicos siendo adquiridos para uso en ambos ambientes de exploración y de producción, pero especialmente así en el último. El ruido de interferencia tiene muchas fuentes, incluyendo como ejemplos, otros buques sísmicos, y equipo de producción e instalaciones. Aún el ambiente natural, en la forma de sismos, puede ser una fuente. La diversidad de fuentes tiene una diversidad correspondiente de características de ruido sísmico. Esto significa que los algoritmos dedicados a suprimir el ruido dentro de un conjunto de datos sísmicos deben ser altamente adaptables en ambos su identificación del ruido y en su preservación de la señal subyacente.

Así, existe la necesidad de un método para atenuar el ruido de interferencia de datos sísmicos de sensor-dual marino que identifique eficazmente el ruido de interferencia para remoción.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La invención es un método para convertir datos sísmicos grabados en cables marinos de sensor dual marino en datos sísmicos con ruido de interferencia atenuado. Una super-recolección es construida intercalando trazas de una recolección de hidrófono y una recolección de geófono en los datos sísmicos de tal manera que las trazas perteneciendo a geófonos e hidrófonos co-localizados son adyacentes entre sí. Una super-recolección de ruido-atenuado, generada aplicando un proceso de atenuación e identificación de ruido de dominio f-x y proceso de atenuación a la super-recolección, es sustraída de la super-recolección para generar un modelo de ruido de super-recolección. Un modelo de ruido de recolección de hidrófono, generado retirando trazas de recolección de geófono no-ruidosas del modelo de ruido de super-recolección, es sustraído de la recolección de hidrófono para generar datos sísmicos con ruido de interferencia atenuado.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La invención y sus ventajas pueden ser entendidas más fácilmente con referencia a la siguiente descripción detallada y los dibujos anexos, en los cuales: Las FIGS. 1a, 1b y 1c son tres secciones sísmicas ilustrando datos con ruido de interferencia, grabados por hidrófonos; Las FIGS. 2a, 2b y 2c son secciones sísmicas ilustrando datos, grabados por geófonos co-localizados con los hidrófonos en las FIGS. 1a, 1b y 1c, respectivamente; La FIG. 3 es un diagrama de flujo ilustrando una modalidad de la invención para retirar ruido de interferencia de datos de cable marino de sensor-dual sísmico marino; La FIG. 4 es un diagrama de flujo ilustrando una modalidad adicional de la invención para retirar ruido de interferencia de datos de cable marino de sensor-dual símico marino; La FIG. 5 es un diagrama de flujo ilustrando una modalidad de un proceso atenuación e identificación de ruido para uso en la invención; La FIG. 6 es una sección sísmica ilustrando datos con ruido de interferencia, grabados por un hidrófono; La FIG. 7 es una sección sísmica ilustrando datos con ruido de interferencia, grabados por un geófono co-localizado con el hidrófono en la FIG. 6; y La FIG. 8 es una sección sísmica ilustrando los datos de hidrófono de la FIG. 6 con ruido de interferencia atenuado por el método de la invención.

Aunque la invención será descrita en combinación con sus modalidades preferidas, será entendido que la invención no está limitada a éstas. Por el contrario, la invención está pretendida para cubrir todas las alternativas, y equivalentes que pueden ser incluidos dentro del alcance de la invención, como es definida por las reivindicaciones anexas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN El ruido de interferencia sísmica marina incluye ruido grabado durante levantamientos sísmicos marinos y originándose de por lo menos las siguientes dos causas. Primero, ruido de interferencia puede ser causado por operaciones mecánicas de otras entidades dentro del sitio de un levantamiento sísmico. Esas otras entidades podrían incluir, por ejemplo, perforaciones, otros buques sísmicos, y buques no-sísmicos. Este ruido es referido comúnmente por el término genérico "ruido de barco ". Segundo, ruido de interferencia puede ser causado por energía sísmica generada por una fuente sísmica remolcada por un buque sísmico la cual ha sido dispersada desde un difractor de superficie y llega al cable marino durante el ciclo de grabación. Estos difractores de superficie podrían incluir, por ejemplo, un equipo de perforación cercano. Este ruido es generalmente referido como "ruido retrodispersado".

El ruido de interferencia frecuentemente aparece en datos sísmicos de sensor-dual con diferentes características en sensores co-localizados diferentes. Por ejemplo, el ruido de interferencia frecuentemente aparece de manera diferente en los registros de los geófonos e hidrófonos colocalizados. Generalmente, el ruido de interferencia generalmente viaja a través de la capa de agua en una manera preferentemente horizontal. Así, el ruido de interferencia aparece mucho más fuerte para un hidrófono omni-direccional que para un geófono orientado verticalmente. Un ejemplo de esta diferencia es el ruido de interferencia detectado es ilustrado en las FIGS. 1a, 1b y 1c y en las FIGS. 2a, 2b y 2c.

Las FIGS. 1a, 1b y 1c son tres secciones sísmicas ilustrando datos con ruido de interferencia, grabado por hidrófonos. Tres disparos típicos son mostrados con ruido de interferencia sísmica fuerte detectado por los sensores de presión omni-direccional, los hidrófonos. Este ruido de interferencia fuerte es indicado en los puntos de referencia 10, 11 , 12, 13, 14 y 15 en las FIGS. 1a, 1b y 1c.

Las FIGS. 2a, 2b y 2c son tres secciones sísmicas ilustrando datos, grabados por geófonos co-localizados con los hidrófonos en las FIGS. 1a, 1b y 1c, respectivamente. Los mismos tres disparos mostrados en las FIGS. 1a, 1b y 1c son ilustrados, con, como máximo, ruido de interferencia sísmica muy débil detectado por los sensores de velocidad vertical, los geófonos. Por ejemplo, existe poco ruido de interferencia visible en la FIG. 2a en las áreas correspondientes al ruido de interferencia en 10 y 11 en la FIG. 1a. La invención explota estas diferencias entre características de datos grabados por hidrófono y geófono para atenuar más eficazmente el ruido de interferencia sísmica.

La FIG. 3 es un diagrama de flujo ilustrando una modalidad de la invención para retirar el ruido de interferencia de los datos de cable marino de sensor-dual símico marino.

En el bloque 30, una super-recolección es construida intercalando trazas de una recolección de hidrófono y una recolección de geófono en los datos sísmicos de tal manera que las trazas pertenecientes a geófonos e hidrófonos co-localizados son adyacentes entre sí.

En el bloque 31 , una super-recolección de ruido-atenuado, generada aplicando una identificación de ruido de dominio f-x y proceso de atenuación para la super-recolección, es sustraída de la super-recolección para generar un modelo de ruido de super-recolección.

En el bloque 32, un modelo de ruido de recolección de hidrófono, generado retirando trazas de recolección de geófono no-ruidosas del modelo de ruido de super-recolección, es sustraído de la recolección de hidrófono para generar datos sísmicos con ruido de interferencia atenuado.

La FIG. 4 es un diagrama de flujo ilustrando una modalidad adicional de la invención para retirar ruido de interferencia de datos de cable marino de sensor dual símico marino. La FIG. 4 ilustra una versión más detallada de la modalidad presentada en la FIG. 3 arriba.

En el bloque 40, los datos sísmicos son obtenidos para atenuación de ruido de interferencia. Los datos sísmicos son datos sísmicos de sensor-dual marino que han sido adquiridos usando cables marinos remolcados. Los datos sísmicos de sensor dual son adquiridos a partir de sensores de movimiento de partícula y sensores de presión colocados, grabados concurrentemente en los cables marinos remolcados.

La invención será ilustrada aquí con los sensores de presión siendo hidrófonos y los sensores de movimiento de partícula siendo sensores de velocidad vertical, en particular, geófonos. Así, en esta modalidad ejemplificante, el conjunto de datos sísmicos comprende datos de hidrófono y datos de geófono. Sin embargo, la invención no está limitada a estos tipos de sensores. Por ejemplo, los sensores de movimiento de partícula podrían ser sensores de aceleración de partícula, en particular, acelerometros. Hidrófonos y geófonos serán usados únicamente para propósitos ilustrativos.

Los hidrófonos y los geófonos no responden mecánicamente a efectos físicos correspondientes de presión y velocidad de partícula, respectivamente, de una onda sísmica pasando con señales de la misma amplitud. Diferencias en respuesta de señal entre hidrófonos y geófonos son debido a constantes de transducción diferentes o respuestas de fono para los diferentes sensores determinando la conversión del efecto mecánico detectado en una señal eléctrica. Los hidrófonos y los geófonos también no se acoplan físicamente al medio circundante con la misma eficacia.

Los datos de hidrófono y los datos de geófono son ajustados o filtrados para compensar por diferencias intrínsecas en su respuesta a la señal sísmica, si las respuestas no son igualadas. Estas diferencias de respuesta y sus filtros correctivos son bien conocidos en la técnica de procesamiento de datos sísmicos. Estas diferencias de respuesta incluyen, pero no están limitadas a, diferencias entre hidrófonos y geófonos con respecto a su transducción, respuesta de fono, y eficiencia de acoplamiento. Cualquiera de tales filtros puede ser aplicado a cualquiera o ambas de las señales de hidrófono y geófono, como es bien conocido en la técnica.

En el bloque 41 , una recolección de hidrófono es seleccionada de los datos de hidrófono en los datos sísmicos obtenidos en el bloque 40. Similarmente, en el bloque 42, una recolección de geófono es seleccionada de los datos de geófono en los datos sísmicos obtenidos en el bloque 40. La recolección de geófono es seleccionada para corresponder con la recolección de hidrófono seleccionada en el bloque 41 en que las dos recolecciones contienen trazas de geófono e hidrófono, respectivamente, que son grabas concurrentemente a partir de sensores colocados.

En el bloque 43, una super-recolección es construida a partir de la recolección de hidrófono y la recolección de geófono seleccionada en los bloques 41 y 42, respectivamente. La super-recolección es construida intercalando las trazas de la recolección de hidrófono con las trazas de la recolección de geófono de tal manera que las trazas pertenecientes a geófonos e hidrófonos co-localizados son adyacentes entre sí en la super-recolección.

En el bloque 44, una super-recolección de ruido-atenuado es generada aplicando un proceso de atenuación e identificación de ruido de dominio f-x a la super-recolección de las trazas intercaladas. El proceso identifica segmentos de traza ruidosos, selecciona las amplitudes de las frecuencias afectadas, aplica filtrado de predicción f-x iterativo y reemplaza los segmentos de traza con sus versiones filtradas. Las trazas no ruidosas son dejadas sin cambio. El ruido de interferencia sísmica debería parecer ser altamente incoherente en las recolecciones intercaladas y así será identificado específicamente por el proceso de atenuación, asegurando que el ruido de interferencia es atenuado mientras que la señal es preservada. Este proceso de atenuación de ruido es descrito con más detalle abajo en la discusión con referencia al diagrama de flujo en la FIG. 5.

En el bloque 45, un modelo de ruido de super-recolección es generado sustrayendo la super-recolección de ruido-atenuado del bloque 44 a partir de la super-recolección original del bloque 43. El modelo de ruido de super-recolección comprende sustancialmente (en principio) las trazas ruidosas contenidas en las recolecciones de geófono e hidrófono originales. En el bloque 46, un modelo de ruido de recolección de hidrófono es generado retirando las trazas de recolección de geófono no-ruidosas del modelo de ruido de super-recolección del bloque 45. Este proceso separa esencialmente la super-recolección, en la forma del modelo de ruido de super-recolección actual, en la recolección de geófono y la recolección de hidrófono, en la forma del modelo de ruido de recolección de hidrófono actual. El modelo de ruido de recolección de hidrófono sustancialmente comprende (en principio) las trazas ruidosas, esas trazas conteniendo el ruido de interferencia sísmica, de la recolección de hidrófono original.

En el bloque 47, los datos sísmicos con ruido de interferencia atenuado son generados sustrayendo el modelo de ruido de recolección de hidrófono del bloque 46 de la recolección de hidrófono original del bloque 40. La sustracción puede ser hecha en cualquier manera apropiada. La manera de sustracción incluye, pero no está limitada, a sustracción directa, sustracción adaptable, sustracción usando filtros de mínimos cuadrados en ventanas de espacio y tiempo definidas por el usuario, sustracción adaptable con base en una norma L1, y un método basado en reconocimiento de patrones.

En sustracción adaptiva, un conjunto de filtros es diseñado, con base en la longitud de filtro y la longitud de ventana seleccionados. Aquí, los filtros con convolucionados con el modelo de ruido de recolección de hidrófono y después la convolución es sustraída de la recolección de hidrófono. La energía total de los datos sísmicos de ruido atenuado resultantes será minimizada, en el sentido de mínimos cuadrados, cuando los filtros son determinados apropiadamente.

En la modalidad ejemplificante, el modelo de ruido de recolección de hidrófono y recolección de hidrófono son separados en ventanas separadas. Las ventanas cada una puede tener longitudes de ventana de espacio y tiempo especificadas por el usuario. En una modalidad ejemplificante, las ventanas se superponen entre sí aproximadamente 50% de la longitud de la ventana en la dirección de espacio o tiempo. Así, cada muestra de tiempo (aparte de los bordes superior, infenor, mano izquierda, y mano derecha de una recolección de traza) serán copiados en cuatro ventanas. Después en algunas modalidades, una reducción de coseno cuadrado es aplicada en cada ventana a las muestras desde el centro de la recolección hacia arriba y hacia abajo (en la dirección del tiempo) y hacia la izquierda y hacia la derecha (es decir, en la dirección del espacio x positiva).

La determinación del filtro de mínimos cuadrados, es hecha en una base ventana-por-ventana con los resultados independientes de ventana a ventana. Así las secciones de superposición son copiadas múltiples veces, filtrada multiplicada y después sumadas juntas al final. En una de tales modalidades, los filtros de cada ventana son filtros de Wiener de mínimos cuadrados, los cuales son calculados en una manera convencional usando el algoritmo de Wiener-Levinson. Los filtros óptimos son filtros de convolución temporal que pueden variar de ventana a ventana. Cuando los filtros son determinados y la energía en cada ventana es minimizada, entonces el resultado representa datos sísmicos que tienen ruido de interferencia mínimo.

La FIG 5 es un diagrama de flujo ilustrando una modalidad de un proceso de atenuación e identificación de ruido para uso en la invención. Este es el proceso aplicado a la super-recolección del bloque 43 de la FIG. 4 para generar una super-recolección de ruido-atenuado en el bloque 44 de la FIG. 4, arriba. Este proceso incluye la detección de segmentos de traza ruidosos, y el reemplazo de esos segmentos con la versión filtrada f-x en cada iteración, mientras que los segmentos de traza no-ruidosos son mantenidos como éstos son.

En el bloque 50, un intervalo de frecuencia de ruido es seleccionado para comprender el intervalo de frecuencia del ruido de interferencia anticipado en la super-recolección desde el bloque 43 de la FIG. 4.

En el bloque 51 , la super-recolección es dividida en una serie de ventanas de superposición espacial-temporal con un número limitado de trazas en cada ventana. En el bloque 52, una de las ventanas espacial-temporal desde el bloque 51 es seleccionada.

En el bloque 53, los datos de super-recolección en la ventana temporal espacial seleccionada en el bloque 52 son transformados desde el dominio de tiempo-espacio al dominio de frecuencia-espacio. En el bloque 54, una de las trazas en los datos de super-recolección transformados desde el bloque 53 en la ventana seleccionada en el bloque 52 es seleccionada.

En el bloque 55, los datos de super-recolección transformados en la traza seleccionada en el bloque 54 son examinados por ruido de interferencia. La energía en el segmento de traza dentro de intervalo de frecuencia de ruido es comparada con la energía en el resto de los segmentos de traza fuera del intervalo de frecuencia de ruido para ver si la energía anterior es significativamente más alta que la última energía. Si la energía en el segmento de traza en el intervalo de frecuencia de ruido es significativamente más alta, entonces el segmento de traza es designado como ruidoso. De otra manera, el segmento de traza es designado como no-ruidoso.

En el bloque 56, las amplitudes del segmento de traza en un segmento de traza ruidoso son seleccionadas hasta un valor promedio. La selección es hecha solamente en el intervalo de frecuencias de ruido. Las amplitudes del segmento de traza en segmentos de traza no-ruidosos no son cambiadas.

En el bloque 57, es determinado si trazas adicionales permanecen dentro de la ventana seleccionada. Si las trazas permanecen, entonces el proceso regresa al bloque 54 para seleccionar otra traza. Si no permanecen trazas, entonces el proceso continúa al bloque 58.

En el bloque 58, es determinado si permanecen ventanas adicionales dentro de la super-recolección. Si permanecen ventanas, entonces el proceso regresa al bloque 52 para seleccionar otra ventana. Si no permanecen ventanas, entonces el proceso continúa al bloque 59.

En el bloque 59, es determinado si iteraciones adicionales del proceso son deseadas. Si son deseadas iteraciones adicionales, entonces el proceso regresa al bloque 51 en donde la super-recolección con ruido de interferencia atenuado es nuevamente filtrada f-x.

Este proceso es un tipo de filtrado de error de predicción de f-x. Después de la primera iteración de filtrado de predicción f-x, los segmentos de traza que fueron clasificados como ruidosos son reemplazados por sus versiones filtradas. En cada iteración exitosa, los filtros de error de predicción son recalculados y serán mejores filtros puesto que el ruido ha sido parcialmente atenuado. Además, estos filtros de error de predicción mejor serán aplicados a datos más limpios para predecir las trazas de ruido de tal manera que los resultados mejorarán gradualmente. El número de iteraciones que son necesarias depende de los datos, en particular del número de trazas ruidosas, pero es generalmente pequeño.

En una modalidad, el filtrado de error de predicción f-x iterativo usa filtros de predicción hacia delante y hacia atrás libres de transientes, separados en cada iteración, y los resultados son promediados. Las excepciones son las primeras trazas en cada ventana, donde solamente la predicción hacia atrás es usada, y las últimas trazas, donde solamente la predicción hacia delante es usada. En una modalidad alternativa, minimización simultánea de los errores de predicción hacia atrás y hacia delante es empleada.

En una modalidad adicional, el filtrado de predicción f-x iterativo es aplicado en una manera en cascada a la misma recolección u otros tipos de recolecciones para atenuación de ruido adicional. En una modalidad ejemplificante, el filtrado de predicción f-x iterativo es aplicado primero a una recolección de disparo. El ruido restante está presente principalmente en las trazas que fueron identificadas como trazas no-ruidosas. El filtrado de predicción f-x iterativo entonces es aplicado a una recolección de receptor.

Las FIGS. 6, 7 y 8 ilustran la eficacia del método de la invención para atenuar ruido de interferencia en datos sísmicos de sensor dual. La FIG. 6 es una sección sísmica ilustrando datos con ruido de interferencia, grabados por un hidrófono. El ruido de interferencia es indicado en los puntos de referencia 60 y 61. La FIG. 7 es una sección sísmica ilustrando datos con ruido de interferencia, grabados por un geófono co-localizado con el hidrófono en la FIG. 6. Nuevamente, existe poco ruido de interferencia visible en la FIG. 7 en las áreas correspondientes al ruido de interferencia en 60 y 61 en la FIG. 6. La FIG. 8 es una sección sísmica ilustrando los datos de hidrófono de la FIG. 6 con el ruido de interferencia atenuado por el método de la invención. El ruido de interferencia en las áreas correspondientes al ruido de interferencia en 60 y 61 en la FIG. 6 es ahora atenuado sustancialmente.

La invención ha sido discutida arriba como un método, para propósitos ilustrativos solamente, pero también puede ser implementada como un sistema. El sistema de la invención es preferiblemente implementado por medio de computadoras, en particular computadoras digitales, junto con otro equipo de procesamiento de datos convencional. Tal equipo de procesamiento de datos, bien conocido en la técnica, comprenderá cualquier combinación apropiada o red de equipo de procesamiento de computadora, incluyendo, pero no limitado a, hardware (procesadores, dispositivos de almacenamiento temporal y permanente, y cualquier otro equipo de procesamiento de computadora apropiado), software (sistemas operativos, programas de aplicación, librerías de programas matemáticos, y cualquier otro software apropiado), conexiones (eléctrica, óptica, inalámbrica, u otras), y periféricos (dispositivos de entrada y salida tales como teclados, dispositivos para apuntar, y exploradores; dispositivos de despliegue tales como monitores e impresoras; medio de almacenamiento leíble en computadora tales como cintas, discos y discos duros y cualquier otro equipo apropiado.

En otra modalidad, la invención podría ser implementada como el método descrito arriba, específicamente llevado a cabo usando una computadora programable para realizar el método. En otra modalidad, la invención podría ser implementada como un programa de computadora almacenado en una medio leíble en computadora, con el programa teniendo lógica operable para causar que una computadora programable realice el método descrito arriba. En otra modalidad, la invención podría ser implementada como un medio leíble en computadora con un programa de computadora almacenado en el medio, de tal manera que el programa tenga lógica operable para causar que una computadora programable realice el método descrito arriba.

Debería ser entendido que lo anterior es meramente una descripción detallada de las modalidades específicas de esta invención y que numerosos cambios, modificaciones y alternativas a las modalidades descritas pueden hacerse de conformidad con ia descripción presente sin desviarse del alcance de la invención. La descripción precedente, por lo tanto, no significa limitar el alcance de la invención. En lugar de eso, el alcance de la invención es determinado solamente por las reivindicaciones anexas y sus equivalentes.

Claims (9)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1.- Un método para convertir datos sísmicos grabados desde cables marinos de sensor-dual marino en datos sísmicos con ruido de interferencia atenuado, comprendiendo: usar una computadora programable para realizar lo siguiente: construir una super-recolección intercalando trazas de una recolección de hidrófono y una recolección de geófono en los datos sísmicos de tal manera que las trazas pertenecientes a geófonos e hidrófonos co-localizados son adyacentes entre sí; sustraer una super-recolección de ruido atenuado, generada aplicando un proceso de atenuación e identificación de ruido de dominio f-x a la super-recolección, desde la super-recolección para generar un modelo de ruido de super-recolección; y sustraer un modelo de ruido de recolección de hidrófono, generado retirando trazas de recolección de geófono no-ruidosas del modelo de ruido de super-recolección, desde la recolección de hidrófono para generar datos sísmicos con ruido de interferencia atenuado.

2.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la construcción de una super-recolección comprende: obtener los datos sísmicos grabados desde los cables marinos de sensor-dual marino, en donde los datos sísmicos comprenden datos de hidrófono y datos de geófono; y usar una computadora programable para realizar lo siguiente: seleccionar una recolección de hidrófono desde los datos de hidrófono en los datos sísmicos obtenidos; seleccionar una recolección de geófono desde los datos de geófono en los datos sísmicos obtenidos; y construir una super-recolección intercalando trazas de la recolección de hidrófono seleccionada con trazas de la recolección de geófono seleccionada de tal manera que las trazas pertenecientes a hidrófonos co-localizados y geófonos son adyacentes entre sí en la super-recolección.

3. - El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque la sustracción de una super-recolección de ruido-atenuado comprende: generar una super-recolección de ruido-atenuado aplicando un proceso de atenuación e identificación de ruido de dominio f-x a la super-recolección; y generar un modelo de ruido de super-recolección sustrayendo la super-recolección de ruido-atenuado de la super-recolección.

4. - El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado además porque la sustracción de un modelo de ruido de recolección de hidrófono comprende: generar un modelo de ruido de recolección de hidrófono retirando trazas de recolección de geófono no-ruidosas del modelo de ruido de super-recolección; y generar datos sísmicos con ruido de interferencia atenuado sustrayendo el modelo de ruido de recolección de hidrófono de la recolección de hidrófono.

5. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el proceso de atenuación e identificación de ruido de dominio f-x comprende: seleccionar un intervalo de frecuencia de ruido para abarcar el ruido de interferencia anticipado en la super-recolección; dividir la super-recolección en una serie de ventanas espacial-temporal superpuestas con un número limitado de trazas en cada ventana; realizar lo siguiente para cada ventana: transformar los datos de super-recolección en la ventana espacial temporal desde el dominio de espacio-tiempo hacia el dominio de espacio-frecuencia; realizar lo siguiente para cada traza en los datos de super-recolección transformados en la ventana designando un segmento de traza en el intervalo de frecuencia de ruido en la traza como ruidosa si la energía en el segmento de traza es significativamente más alta que el resto de la traza; seleccionar las amplitudes del segmento de traza en un segmento de traza ruidosa hasta un valor promedio.

6.- El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque el proceso de atenuación e identificación de ruido de dominio f-x es realizado iterativamente.

7.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la sustracción del modelo de ruido de recolección de hidrófono de la recolección de hidrófono es hecha por un método seleccionado del grupo que comprende sustracción directa, sustracción adaptable y métodos de reconocimiento de patrones.

8.- El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque la sustracción adaptable usa filtros de mínimos cuadrados en las ventanas de espacio y tiempo definidas por el usuario.

9.- El método de conformidad con la reivindicación caracterizado además porque la sustracción adaptable está basada en norma L1.