MX2011000192A - Interpolacion de datos sismicos. - Google Patents

Abstract

Una técnica incluye modelar mediciones sísmicas interpoladas como un proceso aleatorio caracterizado por mediciones sísmicas adquiridas en un conjunto de ubicaciones del sensor y un error de interpolación. La técnica incluye la determinación de las mediciones sísmicas interpoladas en base por lo menos en parte, en una minimización del error de interpolación.

Description

I INTERPOLACIÓN DE DATOS SÍSMICOS Campo de la Invención La invención se refiere generalmente a la interpolación de datos sísmicos . ! La exploración sísmica consiste en estudiar1 las llega a los sensores sísmicos. Algunos sensores sísmicos son j| sensibles a los cambios de presión (hidrófonos), otros al movimiento de las partículas (por ejemplo, geófonos), !y las inspecciones industriales puede implementar un solo tipo de sensores o ambos. En respuesta a los eventos sísjmicos detectados, los sensores generan señales eléctricas ¡ \ para producir los datos sísmicos. El análisis de los datos sísmicos entonces puede indicar la presencia o ausencia de ubicaciones de probables yacimientos de hidrocarburos. ¡ i 1 Algunas inspecciones se conocen como inspecciones "marinas", ya que se llevan a cabo en ambientes marinos'. Sin embargo, las inspecciones "marinas" pueden llevarse a cabo no sólo en ambientes de agua salada, sino también én las aguas dulces y salobres. En un tipo de inspección marina, llamado "arreglo remolcado" de inspección, una serie de sensores sísmicos que contienen captadores y fuentes es remolcado por una embarcación de investigación.

En sismología de exploración, aunque la coordenada del tiempo se muestrea con regularidad o de manera no uniforme, en la muestra, las coordenadas espaciales son generalmente muestreadas de forma irregular, o de manera no uniforme, la muestra debidas a la presencia de obstáculos en el medio terrestre o fuertes corrientes que están presentes en el rnedio ambiente marino. Así, por ejemplo, para el medio marino, incluso con la última tecnología de control, puede que no sea posible mantener los captadores paralelos entre sí. Además, los sensores sísmicos en un captador dado no puedenjestar separados de forma equidistante. Por lo tanto, la torrija de muestras en línea también puede ser bastante no uniformé.

La regularización de los datos sísmicos normalmente es muy importante, especialmente en la adecuación de la inspección del lapso de tiempo, la supresión múltiple y la formación de imágenes. Si el carácter irregular de la red de muestreo se ignora o se maneja mal, errores notables se pueden introducir, y los errores se podrían ampliar en et!apas posteriores de la cadena de procesamiento de datos sísmicos.

Breve Descripción de la Invención En una realización de la invención , una técnica incluye modelar mediciones sísmicas interpoladas como un proceso aleatorio que se caracteriza por mediciones sísmicas adquiridas en las ubicaciones de los sensores y un error de interpolación. La técnica incluye la determinación de las medidas sísmica interpoladas basadas por lo menos en parte, en la minimización del error de interpolación .

En otra realización de la invención, un artículo incluye instrucciones almacenadas en un medio de almacenamiento accesible por computadora que cuando es ejecutado pór un sistema basado en el procesador causa que el sistema basado en el procesador modele mediciones sísmicas interpoladas como un proceso aleatorio que se caracteriza por las medidas sísmicas adquiridas en las ubicaciones de sensores y un ;error de interpolación. Las instrucciones cuando se ejecutan provocan que el sistema basado en el procesador determine las medidas sísmicas interpoladas en base por lo menos en parte, en la minimización del error de interpolación. !1 En otra modalidad de la invención, un sistema incluye una interfaz para recibir mediciones sísmicas adquiridas de manera no uniforme en ubicaciones separadas del sensor. El sistema incluye un procesador para modelar mediciones sísmicas interpoladas en las ubicaciones espaciados uniformemente como un proceso aleatorio que se caracteriza por las mediciones sísmicas adquiridas en las ubicaciones del sensor no uniformemente espaciadas y un error de interpolación. El procesador determina las medidas sísmicas interpoladas basada por lo menos en parte, en la minimizacíón del error de interpolación.

Ventajas y otras características de la invención serán evidentes a partir de los siguientes dibujos, descripción y reivindicaciones.

Breve Descripción de las Figuras La figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema de adquisición marino de acuerdo con una realización de la invención .

Las figuras 2 y 3 son diagramas de flujo que representan las técnicas para interpolar los datos sísmicos de acuerdo a las modalidades de la invención.

Las figuras 4, 5 y 6 son diagramas de flujo que muestran ? técnicas para realizar la autocorrelación de los datos de medición sísmica de acuerdo con las modalidades de la invención.

La figura 7 es un diagrama esquemático de un sistema de procesamiento de datos sísmicos de acuerdo cor) una realización de la invención. ; Descripción Detallada de la Invención La figura 1 representa una forma de realización 10 de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos de acuerdo con algunas realizaciones de la invención. En el sistema 10, una embarcación de investigación 20 lanza uno j ío más captadores sísmicos 30 (dos captadores ejemplares 30 se muestran en la figura 1) detrás de la embarcación 20. Los captadores sísmicos 30 puede ser de varios miles de metros de longitud y puede contener varios cables de soporte '(no se muestra), así como el cableado y/o circuitos (no mostrados) que se pueden utilizar para apoyar la comunicación a lo largo de los captadores 30. En general, cada captador 30 incluye un cable primario en la que se montan sensores sísmicos que registran señales sísmicas.

De acuerdo con las modalidades de la invención, los sensores sísmicos son los sensores sísmicos de múltiples componentes 58, cada uno de ellos es capaz de detectar una j campo de ondas de presión y al menos un componente de un movimiento de las partículas que se asocia con las s¡eñales acústicas que están próximas al sensor sísmico de múltiples componentes 58. Ejemplos de movimientos de las partículas incluyen uno o más componentes de un desplazamiento de partículas, uno o más componentes (componentes en línea (x), línea transversal (y) y vertical (z) (ver ejes 59, por ejemplo)) de una velocidad de la partícula y una o varios componentes de una aceleración de partículas. ! Dependiendo de la realización particular de la invención, el sensor sísmico de múltiples componentes 58 puede : incluir uno o más hidrófonos, geófonos, sensores de desplazamiento de partículas, los sensores de velocidad de partícula, acelerómetros, sensores de gradiente de presión, o sus combinaciones.

Por ejemplo, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención, un sensor sísmico particular de múltiples componentes 58 puede incluir un hidrófono 55 para medición de presión y tres acelerómetros ortogona Imente alineados 50 para medir tres componentes ortogonales correspondientes de i la velocidad de las partículas y/o aceleración cerca del sensor sísmico 58. Cabe señalar que el sensor sísmico de múltiples componentes 58 puede ser implementado como un solo dispositivo (como se muestra en la figura 1) o puede ser implementado como una pluralidad de dispositivos, dependiendo de la realización particular de la invenciór^. Un sensor sísmico especial de múltiples componentes 58 también puede incluir sensores de gradiente de presión 56!; que constituyen otro tipo de sensores de movimiento de las partículas. Cada sensor de gradiente de presión mi!de la variación en el campo de ondas de presión en un !punto determinado con respecto a una dirección en particular! Por ejemplo, uno de los sensores de gradiente de presión 56 se puede adquirir datos sísmicos que indican, en un punto particular, la derivada parcial del campo de ondas de presión con respecto a la dirección transversal, y otro de los sensores de gradiente de presión puede adquirir, en un punto particular, los datos sísmicos que indican los datos de presión con respecto a la dirección en línea.

El sistema de adquisición de datos sísmicos marinos 10 incluye una o varias fuentes sísmicas 40 (una fuente ejemplar 40 se muestra en la figura 1), tales como pistolas de aire y similares. En algunas realizaciones de la invención, las fuentes sísmicas 40 pueden ser acopladas a, o remolcadas por la embarcación de investigación 20. Como alternativa, en otras realizaciones de la invención, las fuentes sísmicas 40 pueden funcionar independientemente de la embarcación1 de in estigación 20, para lo cual las fuentes 40 se pueden acoplar a otras embarcaciones o boyas, como sólo algunos ejemplos.

A medida que los captadores sísmicos 30! son remolcados por la embarcación de investigación 20, séñales acústicas 42 (una señal acústica 42 ejemplar se muestra' en la figura 1), frecuentemente referida como "tiro", son producidas por las fuentes sísmicas 40 y se dirigen a través de una columna de agua 44 en los estratos 62 y 68 por debajo de un fondo del agua 24. Las señales acústicas 42 se reflejan en las diversas formaciones geológicas subterráneas, tales como una formación 65 ejemplar que se representa en la figura 1.

Las señales acústicas incidentes 42 que son adquiridas ' i por las fuentes 40 producen señales acústicas reflejadas correspondientes, u ondas de presión 60, que son detectadas por los sensores sísmicos de múltiples componentes 58. Se observa que las ondas de presión que se reciben y detectadas por los sensores sísmicos de múltiples componentes 58 incluyen ondas de presión "ascendentes" que se propagan a los sensores 58 sin reflexión, así como ondas de presión "descendentes" que se producen por las reflexiones de las ondas de presión 60 de un límite aire-agua 31.

Los sensores sísmicos de múltiples componentes 58 generan señales (señales digitales, por ejemplo), llamados "rastros", que indican las medidas adquiridas del campo de ondas de presión y el movimiento de las partículas1. Las huellas se registran y pueden ser al menos parcialmente procesadas por una unidad de procesamiento de la señal 23, que se ¡mplementa en la embarcación de investigación 20, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención. Por ejemplo, un sensor sísmico de múltiples componentes en particular 58 puede proporcionar un rastro, que corresponde a I ! una medida de un campo de ondas de presión mediante sus hidrófonos 55, y el sensor 58 puede proporcionar uno ó más rastros que corresponden a uno o más componentes del movimiento de las partículas, que se miden con sus acelerómetros 50.

El objetivo de la adquisición sísmica es construijr una imagen de un área de estudio para los propósitos de identificación de formaciones geológicas subterráneas, 1 tales como la formación geológica ejemplar 65. Tras el análisis de la representación puede revelar ubicaciones probables de yacimientos de hidrocarburos en formaciones geológicas subterráneas. En función de la realización particular ! de la invención, las porciones del análisis de la representación se pueden realizar a bordo de la embarcación de investigación sísmica 20, tal como por la unidad de procesam iento ,de la señal 23. De acuerdo con otras realizaciones de la invención, la representación puede ser procesada por un sistema de procesamiento de datos sísmicos (como un sistema de jdatos i sísmicos de proceso ejemplar 320 que se representan 'en la figura 7 y se describe más adelante) que puede estar, por ejemplo, ubicado en tierra o en la embarcación 20. Por lo tanto, muchas variaciones son posibles y están dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

Las ondas de presión descendentes crean1! una interferencia conocida en la técnica como "fantasma".

Dependiendo del ángulo de incidencia del campo de ondas ascendentes y de la profundidad del captador 30, la interferencia entre los campos de onda ascendentes y descendentes crea ceros, o huecos, en el espectro registrado.

Estos huecos pueden reducir el ancho de banda útil del espectro y puede limitar la posibilidad de remolcar captadores i 30 en aguas relativamente profundas (agua superior j ¡a 20 metros (m), por ejemplo).

La técnica de descomposición del campo de lóndas registrado en los componentes ascendente y descendente va i ? frecuentemente se conoce como la separación del canYpo de ondas, o "eliminación de fantasmas". Los datos de movimiento de las partículas que es proporcionada por los sensores sísmicos de múltiples componentes 58 permite la recuperación de los datos libres de "fantasmas", lo que significa qu¡e los datos son indicativos del campo de ondas ascendentes. ¡ i ; Debido a las olas y posiblemente otros efectos, las i i medidas de presión y movimiento de las partículas . i generalmente se adquieren en ubicaciones irregulare's, no !i uniformes, separadas del sensor. En otras palabras, la ubicación de los sensores actuales no se parece a los lugares idealizados en una rejilla uniforme. Por lo tanto, antes de que las mediciones de presión y movimiento de las partículajs que son adquiridas por los sensores sísmicos sean procesadas ¦ i (con el fin de hacer coincidir la inspección, supresión m ltiple y/o formación de imágenes, por ejemplo), las mediciones son interpoladas para producir mediciones interpolada; en I ! ubicaciones idealizadas, uniformemente espaciadas.

Las señales del movimiento de partículas y la presión del I ; campo de ondas que son continuas en la línea (x), j línea transversal (y) y profundidad (z) las instrucciones se pueden construir a partir de la presión muestreada y las mediciones del movimiento de las partículas. El teorema de muestrjeo de Whittaker-Shannon-Kotel'nikow establece que cualquier, señal f(x) puede ser reconstruida a partir de sus muestras uniformemente espaciadas si el intervalo de muestréo es menos de la mitad del período del componente de frecuencia más alta en esa señal. Por lo tanto, si y sólo si (x) es limitada en banda al número de onda s/2, que se conoce como el número de onda de Nyquist, entonces el teorema de muestreo proporciona la siguiente fórmula para interpolar cualquier valor de la función de los valores uniformemente espaciados f(m/o): /{·)- ? /(w s)$?? c(ox- m) , Eq. I donde "sinc (x)" en general, se refiere a la expresión sin(rrx)/ p?. Por lo tanto, cuando la tasa de muestreo es suficiente y no hay alisado, el teorema de muestreo proporciona una manera de reconstruir la señal continua "exactamente" en su espacio de muestreo de manera uniforme. Para satisfacer los requisitos i del teorema de muestreo, la señal se muestrea a una ¡ tasa mayor que el doble de la tasa de Nyquist, es decir, s. Por otra parte, la señal sísmica puede ser representada de la siguiente ! I manera: 11 f(x)* /((?) = s? ÁxJX sindaix x¡¡;)). Eq.2 donde "Axm" es el peso Jacobiano (esto es, Axm = xnJ-Xin); y •'f(Xm)" es el valor de los datos sísmicos en un irreguíador llamado desplazamiento "xm". Es importante tener en cuenta que, cuando Axm=1/a, el interpolador sinc de la ecuación 2 es exacto debido a la relación siguiente que se dispone por el teorema de Whittaker Kotel'kiko-v-Shannon: /(.Y) = ? f(m / s) sin c{a(x - r )) . Eq.3 Por otra parte, cuando Axm no es a 1/s, el interpolador sinc sólo proporciona una aproximación burda a la señal continua. Para estos casos, se ha encontrado que un mejor método es no obtener la señal continua, sino más bien,, este otro enfoque consiste en invertir la ecuación 1 para obtener los valores de señal f(m/a) discretos, uniformemente espaciados. Esta inversión se puede escribir en notación matricial i 'de la siguiente manera: donde "s/2" representa el ancho de banda de la señal de "f(x)" y "S" representa la matriz del sic con las entradas S|j = sinc(a(xi-j/a)). Si la matriz S está bien acondicionada, a continuación ,' los datos sísmicos en desplazamientos regular pueden ser calculados por inversión de la matriz estándar, tal como se describe a continuación: g =S_1h Eq: 5 De lo contrario, por lo menos un mínimo de inversión de la norma plazas se pueden utilizar, como se establece a continuación: ; g=(Sr'W,S + ft'2yiSTWih. Éq.6 En donde "W 1 representa por lo general seleccionado como una matriz diagonal cuya "m" entrada diagonal es el peso jacobiano Axm = xm + i-xm; and "W2" representa por lo g|eneral seleccionado como un múltiplo pequeño de la identidad, es decir, la matriz W2=S'I.

Un interpolador de acuerdo con la ecuación 6 ha sido descrito por J.L. Yen en un artículo titulado, "Muestreo no uniforme de señales limitadas en ancho de banda" IRE Trans. Circuit Theory, CT-3, 251-257 (1956). A veces se refiere; 'como Interpolador Yen de tipo 1.

Muchos interpoladores que se utilizan en el procesamiento de datos sísmicos son variaciones del interpolador yen del tipo 1. Por ejemplo, interpoladores se describen en Duijndam, JJW, Schonewille, MA, Hindriks, C.O.H., "Toma de muestras irregulares y dispersaos en sismología de exploración ". que es un capítulo de MUESTREO NO UNIFORME: TEORÍA Y PRÁCTICA L. Zhang, Academic Kluwer/Plenum Publishers, Nueva York, EE.UU. (2001). La regularización en Duijndam se formula como un problerfia de dominio espectral, y el espectro de la señal se estima tomando una transformada de Fourier no uniforme de las muestras irregulares. Las muestras regularizadas se construyen mediante la transformada de Fourier inversa discreta. Se puede demostrar que esta técnica de regularizacion es exactamente equivalente al Interpolador de Yen del tipo i.

Una variante del interpolador de Duijndam se describe en Zwartjes, PM y MD Sacchi, 2004, "Reconstrucción de Fjourier de datos alisados muestreados de manera no uniforme " 74a Ann. Internat. Mtg. Soc. of Expl. Geophys. (1997-2000). El interpolador de Zwartjes implica una inversión de mínimos cuadrados de la transformación de Fourier en lugar de utilizar una transformada de Fourier inversa discreta. Para este fin, se define una función de costo, que también implica un plazo de penalización no cuadrático para obtener un modelo parsimonioso. 1 Otro interpolador se describe en Hale, ID. "Remuestreo de datos de muestra irregular," Proyecto de Exploración de Stanford, SEP-25, 39-58 (1980). El interpolador Hale se basa en una versión más general del interpolador Yen, donde no se utiliza una supuesta señal limitada en el espacio. En ese'caso, las muestras uniformes f(m/o) se puede determinar mediante la resolución de una ecuación de matriz similar a la ecuación 6. Hale describe reemplazar las entradas de la matriz inversa por sus aproximaciones calculadas a nivel local.

Los interpoladores basados en el primer teorema d Yen suelen proporcionar resultados satisfactorios en las señales no alisadas que tienen poco contenido de gran número de onda. Sin embargo, su rendimiento suele degradarse significativamente cuando la señal interpolada tiene una cantidad sustancial de contenido espectral de elevado número de onda. Otro defecto de los interpoladores basados en el primer teorema de Yen es que con el fin de resolver la ecuación 4, se requieren por lo menos tantos puestos de muestreo irregulares como posiciones de muestreo regulares. Por lo tanto, si algunos rastros sísmicos se eliminan, los rastros que se encuentran en otras ubicaciones típicamente se utilizan para resolver el sistema de ecuaciones dado por la ecuación 4. Normalmente esto degrada la exactitud dé los valores de la muestra interpolada. Además, aunque el pjrimer interpolador de Yen es exacto para las señales de longitud infinita, es una aproximación cuando sólo una extensión ' finita de la señal está disponible para la interpolación.

Otro interpolador ha sido descrito por Yen, J.L, "Muestro no uniforme de señales de ancho de banda limitada"1, IRE Trans. Circuit Theory, CT-3, desde 251 hasta 257 ( 1956 )' ¡ y en la solicitud de patente norteamericana No. de serie 12/518533, documento legal número 57.0729-PCT-US, titulada, "La regularización de datos sísmicos muestreados irregularm nte", que fue presentada el 15/Oct/2007 y se incorpor por referencia en su totalidad. Este interpolador se refiere a veces como interpolador Yen, tipo 4. Dado que N = L posiciones arbitrarias de receptores sísmicos xm y la señal de los valores correspondientes f(xm), las señales sísmicas se puede i interpolar a N' = L posiciones de receptor deseadas o nominales yk usando la siguiente relación: i donde "ymn" representa el (m,n)-ésimo elemento de la inversa de una matriz T. La matriz T tiene como (ij)-ésimo elemento (p(x¡Xj) con <p(y,x) que es igual a sinc (a(y-x)). La ventaja de este interpolador es que el interpolador minimiza el error de interpolación por mínimos cuadrados en el dominio espectral en los casos en que no haya información disponible antes , de la señal a excepción de que esté limitado en banda. Sin embargo, si la información previa sobre los datos están disponibles, por ejemplo, cuando los datos se sabe que no son de banda completa (ancho de banda = Nyquist), pequeños errores de interpolación pueden obtenerse mediante la explotación i de la información previa.

De acuerdo con las modalidades de la invención que se describen en este documento, a efectos de obtener un conjunto interpolado de los datos sísmicos en lugares espaciados uniformemente, se utiliza un interpolador que modela los jdatos sísmicos interpolados como un proceso estocástico, o aleatorio. Este proceso aleatorio se caracteriza por las mediciones de datos sísmicos que han sido adquiridos en I lugares no uniformemente espaciados y un error de interpolación, como se describe a continuación: \¡ h{y) =? otmh(xm) +? ß„,??'(?, ) + ??( V). Eq,8 m donde "xm" representa la ubicación de los sensores irregulares espaciados de forma no uniforme espaciados i "h(y)" representa las medidas interpoladas en una posición arbitraria "y"; "h(xm)" representa las medidas de datos de presión adquiridas en la ubicación xm¡ "am" representa un coeficiente que se determina, tal como se describe a continuación: "h'(xm)M representa los datos de gradiente de presión (es decir, los datos de movimiento de medición de partículas) adquiridos en i la ubicación xm, " m" representa un coeficiente que se determina, tal como se describe a continuación; y "w(y)" representa el error de interpolación. Cabe señalar qué las mediciones pueden ser mediciones bidimensionales (2D) o tridimensionales (3-D), en función de la realización particular j de la invención.

Para mayor claridad, el problema se ha formulado en este documento para los pares de sensores co-ubicados!. Sin embargo, las técnicas y sistemas que se describen en este documento pueden ser generalizados a los sensores no coubicados. Por lo tanto, muchas variaciones se contemplan y están dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.;! La estimación estadísticamente óptima (en el sentido de mínimos cuadrados) de h(y) se puede obtener al minimizar la varianza del error de interpolación, como se describe a continuación: t-ur[w( )]= £ h(y) -? amh(x,l:) ? fimh'(x Eq.9 donde "Var[w(y)" representa la varianza del error de interpolación, y "E[J" representa la operación de expectativa estadística, donde se supone que el proceso aleatorio para que este ejemplo tiene una media de cero. i Como un ejemplo más específico, si uno asume que el proceso aleatorio es estacionario sentido amplio ( SS), entonces su función de autocorrelacion se puede expresar de la siguiente manera: )? -?„ ) I - /?,„ (x.„ - x„ ) , Eq.10 ' donde "*" representa la conjugación compleja, y "RV" representa la función de autocorrelacion ri. Utilizando esta notación, la variación de la interpolación el error se puede expresar de la siguiente manera: H H H ¦ Rjih y 01 - g 0¦ 0 ! 0 I I 0 Rq. I I En la ecuación 11, los parámetros T, g y p son los siguientes: en donde los parámetros en las ecuaciones 12, 13 y 14 puede ser representada de la siguiente manera: Eq.15 Eq.16 Eq, 17 í,vw-.v,:) Eq.20 Los parámetros de interpolación calculados am y (3|m se pueden encontrar al minimizar la varianza del error de interpolación al resolver el siguiente conjunto de ecuaciones normales: P = qg Eq. 21 En referencia a la figura 2, por lo tanto, para resumir, una técnica 120 puede ser realizado de acuerdo con; las modalidades de la invención con el propósito de interpolar las mediciones sísmicas de de las mediciones sísmicas reales que fueron adquiridos en las ubicaciones del sensor no uniformemente espaciados. De conformidad con la técnica 120, se modelan las mediciones sísmicas interpoladas (bloque 124) como un proceso aleatorio que se caracteriza por las medidas adquiridas sísmica y un error de interpolación. La técnica 120 incluye minimizar el error de interpolación, de conformidad con el bloque 128, y determinar (bloque 132) las mediciones sísmicas interpoladas basadas al menos en parte en la minimización del error de interpolación.

Como se describió anteriormente, una técnica' más especifica 140 que puede ser utilizada de acuerdo con algunas realizaciones de la invención para determinar las mediciones sísmicas interpoladas. La técnica 140 incluye modelar (bloque 144) las mediciones sísmicas interpoladas como un proceso aleatorio que se caracteriza por los datos sísmicos adquiridos y un error de interpolación Las mediciones sísmicas adquiridas son autocorrelacionadas, de conformidad con el bloque 148, y el error se minimo la interpolación basada en los resultados de la autocorrelación , de conformidad con el biloque 152. Las mediciones sísmicas interpoladas a continuación, se puede determinar, de conformidad con el bloque 156, basado por lo menos en parte, en la minimización del error de interpolación.

Se observa que la interpolación se puede realizar en el de dominio frecuencia (f) y el espacio (x, y, z). P'ara la determinación en el dominio de la frecuencia, las mediciones pueden dividirse entre las bandas de frecuencia tal que la interpolación se realiza para cada banda de frecuencia de forma independiente. Cada banda de frecuencias puede, tener un diferente ancho de banda espacial asociado.

I La autocorrelación de las medidas sísmicas adquiridas se puede realizar de varias maneras diferentes, dependiendo de la realización particular de la invención. Refiriéndose a la figura 4, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención, I ¡ una técnica 170 incluye la determinación de un espectro de densidad de potencia de las mediciones sísmicas adquiridas, de conformidad con el bloque 172 y relizar una transformada i ; de Fourier inversa del espectro de densidad de potencia determinada, de conformidad con el bloque 176, con el fin de realizar una autocorrelación. ¡ i En algunas aplicaciones, el espectro de densidad de potencia puede no ser conocido con exactitud. Por lo tanto, el espectro puede estimarse a partir de las mediciones sísmicas adquiridas mediante el uso de algoritmos de estimación del espectro, como puede ser apreciado por un experto én la materia. Refiriéndose a la figura 5, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención, una técnica 180 puede ser usada con el propósito de calcular el espectro de densidad de potencia. De conformidad con la técnica 180, se obtiene un espectro de densidad de potencia, que fue alcanzado previamente en una frecuencia más baja, de conformidad con el bloque 184. En este sentido, el espectro puede ya haber sido calculado a una frecuencia menor. La técnica 180 incluye la estimar (bloque 188) el espectro de densidad de potencia en una frecuencia diferente, basado en parte en el espectro que ya se determinó a la frecuencia más baja. , En referencia a la figura 6, de conformidad con; otras realizaciones de la invención, en algunas aplicaciones en las cuales el espectro de densidad de potencia no se conoce con exactitud, el espectro puede ser modelado utilizando los conocimientos previos acerca del espectro. En este sentido, una técnica 200 incluye la obtención de conocimientos previos sobre el espectro de densidad de potencia, de conformidad con el bloque 204 y la estimación (bloque 210) del espectro de densidad de potencia basado en el conocimiento obtenido. Como un ejemplo más específico, si se sabe que las mediciones de los datos sísmicos adquiridos están limitados en banda, a continuación, un modelo para la función de autocorrelación se puede describir, en su forma más simple, de la siguiente manera: fih!:(x) = A'sindCTY), bq.22 donde "sinc (s?)" representa la función seno, y "s" representa el doble de la tasa de Nyquist del ancho de banda de los ¡datos ! de medición sísmica. Í , En algunas aplicaciones, las mediciones de los datos sísmicos sólo pueden incluir los datos de presión y rio los datos de movimiento de las partículas. En estas aplicaciones, el coeficiente pm es igual a cero, y am se determina como la solución de la ecuación normal siguiente: ; Ra = r Eq. 23 Si la ecuación 21 es sobre-determinada, entonces una solución de norma mínima se puede obtener mediante la determinación de la descomposición de valor singular de tt. Como otro ejemplo, si la ecuación. 21 es sobre-determinado, una solución de regularización se puede obtener mediante el uso de regularización de Tikhonov. '.' Se observa que el modelo del espectro de densid;ád de potencia no tiene que ser de banda limitada. Por lo tanto, en presencia de suficiente información acerca del espectrolde la señal, algoritmo de estimación de la densidad de potencia del espectro no puede ser limitado por la tasa de Nyquist.

Como un ejemplo de otra modalidad de la invención, en presencia de ruido, las estadísticas del ruido se pueden incorporar en el interpolador. Otras variaciones se contemplan y están dentro del alcance de las reivindicaciones anexas.

En referencia a la figura 7, de acuerdo con algunas modalidades de la invención, un sistema de procesamiento de datos sísmicos 320 puede realizar al menos una parte de las técnicas que se describen en este documento para fines de interpolación de las mediciones sísmicas (medicíonies de presión y movimiento de las partículas, como ejemplo) en lugares espaciados uniformemente sobre la base de mediciones sísmicas que fueron adquiridas en las ubicaciones del sensor no uniformemente espaciadas. De acuerdo con algunas realizaciones de la invención, el sistema 320 ¡puede incluir un procesador 350, tales como uno o más microprocesadores y/o microcontroladores. El procesador 350 puede estar ubicado en un captador 30 (figura 1), situadq en la embarcación 20 o ubicado en una instalación de procesamiento en tierra (por ejemplo), en función de la modalidad particular de la invención. , ;¦ El procesador 350 puede ser acoplado a una interfáz de comunicación 360 para fines de la recepción de datos sísmicos que corresponden a las mediciones adquiridas de presión y/o del movimiento de las partículas Así, de acuerdo cqn las modalidades de la invención descrita en este documento, el procesador 350, cuando se ejecutan las instrucciones almacenadas en una memoria del sistema de procesamiento de datos sísmicos 320, puede recibir datos de varios componentes que se adquiere por medio de sensores sísmicos de múltiples componentes, mientras son arrastrados. Se observa, en función de la realización particular de la invención, los datos de varios componentes pueden ser datos que son recibidos directamente desde el sensor sísmico de varios compon&ntes a medida que los datos se han obtenido (para el caso en que el procesador 350 sea parte del sistema de inspecciones, como parte de la embarcación o del captador) o pueden ser ¡datos multi-componente que fueron adquiridos con anterioridad por los sensores sísmicos, mientras son arrastrados y se almacenan y comunican al procesador 350, lo que puede, por ejemplo estar en una instalación terrestre.

A título de ejemplo, la ¡nterfaz de 360 puede ser una interfaz de bus serial USB, una interfaz de red, una interfaz de medio extraíble (como una tarjeta de memoria flash, CD-ROM, etc) o una interfaz de almacenamiento magnético (interfaces IDE o SCSI, como ejemplos). Por lo tanto, la interfaz 360 í 1 puede asumir diversas formas, dependiendo de la realización particular de la invención.

De acuerdo con algunas realizaciones de la invención, la interfaz 360 puede ser acoplada a una memoria 3410 del sistema de procesamiento de datos sísmicos 320 y puede almacenar, por ejemplo, varios grupos de datos de entrada y/o 1 i salida involucrados con las técnicas 120, 140, 170, 180 y/o 200, según lo indicado por el número de referencia 348. La memoria 340 puede almacenar instrucciones de programa 344, que cuando son ejecutadas por el procesador 350, puede hacer que el procesador 350 realice una o varias de las técnicas que se describen en este documento, tales como las técnicas; 120, 140, 170, 108 y/o 200 y mostrar los resultados obtenidos a través de las técnicas en una pantalla (no se muestra! en la figura 7) del sistema 320, de acuerdo con algunas modalidades de la invención. ¡ Muchas variaciones se contemplan y están dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas. Por ejemplo, de acuerdo con las modalidades de la invención, los captadores pueden tener cualquier configuración, como una configuración superior/inferior, una extensión de tres dimensiones, ! etc. Además, de acuerdo con otras realizaciones de la invención, los sensores sísmicos pueden disponerse en un cable del sensor, tal como un cable de fondo marino.

Mientras que la invención se ha descrito con respecto á un número limitado de formas de realización, los expertos en la materia, beneficiándose de esta descripción, se aprecian numerosas modificaciones y variaciones. Se pretende que las reivindicaciones anexas cubran todas las modificaciones y variaciones que entran dentro del verdadero espíritu y alcance de esta invención.

Claims (21)

REIVINDICACIONES

1. Un método que consiste: modelar las mediciones sísmicas como un proceso aleatorio caracterizado por mediciones sísmicas adquiridas en las ubicaciones de sensores y un error de interpolación, y determinar las mediciones sísmicas interpoladas basada por lo menos en parte, en la minimización del error de interpolación.

2. El método de la reivindicación 1, en el cual la ubicación i ! de los sensores comprenden lugares sensor no co-ubicados. j 1 I

3. El método de la reivindicación 1, que además consiste en: modelar las mediciones sísmicas basadas en estadísticas de las mediciones sísmicas y el error de interpolación. |¡

4. El método de la reivindicación 1, en el cual el acto de determinar las mediciones sísmicas interpoladas comprende la : i determinación de las mediciones sísmicas interpoladas en las 1 i ubicaciones asociadas con un muestreo uniforme.

5. El método de la reivindicación 1, en el cual la ubicación de los sensores comprenden lugares asociados con un muéstreo no uniforme.

6. El método de la reivindicación 1, en el cual el acto de minimizar el error de interpolación comprende minímiza'r una variación del error de interpolación.

7. El método de la reivindicación 1, en el cual el acto de la modelización de las mediciones sísmicas interpoladas comprende i ¡ el modelado de datos de presión y de datos de movimiento de las partículas.

8. El método de la reivindicación 1, en el cual el acto de determinar las mediciones sísmicas interpoladas comprende el cálculo de la autocorrelación de las mediciones sísmicas en las ubicaciones del sensor.

9. El método de la reivindicación 8, en el cual el acto de cálculo de la autocorrelación consiste en la determinación de la densidad espectral de potencia de la las medidas sísmicas adquiridas en las ubicaciones del sensor.

10. El método de la reivindicación 9, en el cual la autocorrelación de las mediciones sísmicas se calcula como la inversa de la transformada de Fourier de un modelo a priori de la densidad espectral de potencia de las mediciones sísmicas.

11. El método de la reivindicación 9, en el cual la densidad espectral de potencia de las mediciones sísmicas se modela como una constante para las mediciones de banda limitada. | i

12. El método de la reivindicación 9, en el cual el acto. de la determinación de la densidad espectral de potencia comprende la determinación de la densidad espectral de potencia en una primera frecuencia sobre la base de una densidad espectral de potencia determinada en una segunda frecuencia diferente.

13. El método de la reivindicación 1 que además consiste en: |¡ dividir las mediciones entre las bandas de frecuencia, y la realización de la interpolación para cada banda de frecuencia de forma independiente. ¡

14. El método de la reivindicación 13, en el cual cada. banda de frecuencia tiene un ancho de banda espacial asociado diferente.

15. El método de la reivindicación 1, en el cual las mediciones se adquieren en un plano espacial bidimensional; (2D).

16. El método de la reivindicación 1, en el cuál las mediciones se adquieren en un plano espacial tridimensional (3D). í;

17. El método de la reivindicación 14, en el cuál los diferentes anchos de banda espaciales están determinados por la velocidad de propagación de las señales.

18. El método de la reivindicación. 1, en el cual las mediciones sísmicas constarán de tres componentes de movimiento de las partículas y un componente de presión.

19. El método de la reivindicación 1, en el cuál las mediciones sísmicas incluyen componentes de presión ! y de movimiento de las partículas.

20. Un artículo que comprende instrucciones almacenadas en un medio de almacenamiento accesible por computadora que cuando es ejecutado por un sistema basado n procesador provoca que el sistema basado en el procesador realice un método según las reivindicaciones 1-19.

21. Un sistema que comprende: ¡' una interfaz para recibir un conjunto de mediciones sísmicas adquiridas en las ubicaciones del sensor no uniformelmente espaciados, y ¡ un procesador para realizar un método como en las reivindicaciones 1-19.