MX2011001711A - Atenuacion de ruido de interferencia sismica usando un sistema de grabacion de sensor dual. - Google Patents

Abstract

Un método para atenuar ruido en señales sísmicas marinas incluye señales sísmicas marinas sensibles a la presión de efecto fantasma cruzado y señales sísmicas marinas sensibles al movimiento adquiridas contemporáneamente; se determina una diferencia entre las señales de señal fantasma cruzado; la diferencia es usada para atenuar ruido en por lo menos una de las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento.

Description

ATENUACIÓN DE RUIDO DE INTERFERENCIA SÍSMICA USANDO UN SISTEMA DE GRABACIÓN DE SENSOR DUAL CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se relaciona generalmente con el campo de adquisición y procesamiento de datos sísmicos marinos. Más particularmente, la invención se relaciona con métodos para procesar señales símicas marinas para atenuar los efectos de ciertos tipos de ruido.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Prospección sísmica es conocida en la técnica para determinar estructuras de formaciones de roca debajo de la superficie de la tierra. La prospección sísmica generalmente incluye desplegar un arreglo de sensores símicos en la superficie de la tierra en un patrón seleccionado, y accionar selectivamente una fuente de energía sísmica colocada cerca de los sensores sísmicos. La fuente de energía puede ser un explosivo, un vibrador, o en el caso de prospección sísmica realizada en un cuerpo de agua tal como el océano, una o más pistolas de aire o pistolas de agua.

La energía sísmica la cual emana de la fuente viaja a través de las formaciones de la tierra hasta que ésta alcanza una frontera de impedancia acústica en las fronteras de impedancia acústica de las formaciones generalmente ocurre donde la composición y/o propiedades mecánicas de la formación de la tierra cambia. Tales fronteras son referidas generalmente como "fronteras de lecho". En una frontera de lecho, algo de la energía símica es reflejada hacia atrás hacia la superficie de la tierra. La energía reflejada puede ser detectada por uno o más de los sensores símicos desplegados sobre la superficie. El procesamiento de la señal símica conocido en la técnica tiene como uno de varios objetivos la determinación de las profundidades y ubicaciones geográficas de las fronteras de lecho debajo de la superficie de la tierra. La profundidad y la ubicación de las fronteras de lecho son inferidas a partir del tiempo de viaje de la energía símica hacía las fronteras de lecho y de regreso hacia los sensores en la superficie.

La prospección símica es realizada en el océano y otros cuerpos de agua ("prospección sísmica marina") para determinar la estructura y la composición de las formaciones de roca abajo del lecho marino. Sistemas de prospección símica marina conocidos en la técnica incluyen un buque el cual remolca una o más fuentes de energía de energía símica, y el mismo o un buque diferente el cual remolca uno o más "cables marinos". Los cables marinos son arreglos de sensores sísmicos en un cable que es remolcado por el buque. Generalmente, un buque sísmico remolcará una pluralidad de tales cables marinos dispuestos para estar separados por una distancia lateral seleccionada de cada otro, en patrón seleccionado para permitir la determinación relativamente completa de estructuras geológicas en tres dimensiones. También es conocido en la técnica colocar cables teniendo sensores sísmicos ("cables de fondo del océano") a lo largo del lecho marino, y accionan una fuente de energía sísmica en el agua. Generalmente, la fuente de energía símica será remolcada por un buque justo como en prospección de tipo-cable marino.

Además de la energía símica reflejada ambos ruido coherente y ruido incoherente pueden estar presentes en la energía símica detectada. La presencia de ruido en la energía detectada por los sensores sísmicos reduce la proporción señal a ruido ("SNR") de las señales símicas de interés. Un objetivo del procesamiento de datos símicos es, por lo tanto, reducir los efectos de ruido en las señales detectadas por los sensores sísmicos sin reducir apreciablemente el componente de señal sísmica verdadero de las señales detectadas.

Los métodos de la técnica anterior los cuales han sido usados para reducir los efectos de ruido y adquirir una representación de calidad más alta de una estructura del subsuelo particular incluyen usar accionadores múltiples de la fuente sísmica (múltiples "encendidos" o "disparos") para grabar una pluralidad de mediciones de sensor a partir de sustancialmente la misma estructura del subsuelo, y después sumar o "apilar" tales mediciones para mejorar la fuerza de señal mientras reduce sustancialmente los efectos de ruido aleatorio o incoherente.

La Patente de E.U.A. No. 5,818,795 la cual es asignada a un afiliado del cesionario de la presente invención, y la cual proporciona un resumen detallado de los métodos de la técnica anterior y sistemas tratando el problema de supresión de ruido en señales símicas, describe un método para reducir el efecto de ruido de "ráfaga" en grabaciones de señal sísmica sin eliminar señales sísmicas de interés.

La Patente de E.U.A. No. 5,761 ,152, la cual es asignada a un afiliado del cesionario de la presente invención, describe un método y un sistema para prospección sísmica marina. El método descrito en la patente ? 52 incluye incrementar el pliegue (número de reflexiones grabadas a partir de un mismo reflector), y como un resultado la proporción señal a ruido de señales sísmicas coherentes, sin incurrir los problemas de dragar, enredo, manipulación de plataforma complicada asociada con longitud de cable marino incrementada, número incrementado de cables marinos, y distancia incrementada entre cables marinos. "Desfasamientos" de fuente y cable marino, y tiempo de disparo de fuentes de buque delantera y trasera en una secuencia de retardo de tiempo son optimizados para incrementar el pliegue mientras evita influencia sustancial por las señales símicas resultando de la fuente de un buque sobre las señales sísmicas resultando de la fuente del otro buque.

La descripción precedente no pretende ser una explicación exhaustiva de los tipos de ruido y los métodos para reducir los efectos de los mismos en señales símicas. Existen dos tipos de ruido, sin embargo, para los cuales los métodos de la técnica anterior no han reducido los efectos hasta un grado aceptable. Uno de estos tipos de ruido es generado por buques o perforadoras en la vecindad del buque sísmico (llamado aquí "ruido de navio continuo"). El otro tipo de ruido es ruido impulsivo el cual se origina como un resultado de accionamiento de la fuente de energía símica, en donde la energía símica viaja lateralmente a través del agua directamente hacia los sensores, y hacia reflectores en el agua y después de regreso hacia los sensores sobre el arreglo (lo último siendo llamado "ruido de dispersión hacia atrás"). Tal ruido impulsivo también puede originarse desde las fuentes de energía sísmica usadas por un sistema de adquisición símico diferente ubicado y operado alguna distancia desde el sistema de adquisición en cuestión. Es deseable tener un método para atenuar ruido impulsivo y ruido de navio continuo en datos sísmicos marinos. En el caso de ruido generado por otro sistema sísmico, una técnica conocida en la técnica es "compartición de tiempo" en donde la adquisición de datos por un sistema es retrasada durante la adquisición de datos por el otro sistema. Tal compartición de tiempo reduce la eficiencia de operación de ambos sistemas.

La Patente de E.U.A. No. 6,751 ,5559 expedida para Fookes et al. y asignada a un afiliado de la presente invención describe un método para atenuar ruido de señales sísmicas marinas causadas por un ruido en el agua. El método descrito incluye determinar un tiempo de llegada de un evento de ruido en cada uno de una pluralidad de sensores sísmicos, estimar una posición de la fuente de ruido a partir de los tiempos de llegada, y atenuar el evento de ruido a partir de las señales detectadas por los sensores sísmicos.

Continúa existiendo una necesidad de técnicas mejoradas para atenuación de ruido en datos sísmicos.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Un método para atenuar ruido en señales sísmicas marinas de conformidad con un aspecto de la invención incluye señales sísmicas marinas sensibles al movimiento adquirido contemporáneamente y señales sísmicas marinas sensibles a la presión de efecto fantasma cruzado. Una diferencia es determinada entre las señales con señal fantasma cruzada. La diferencia es usada para atenuar ruido en por lo menos una de las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento.

Un método de prospección sísmica de conformidad con otro aspecto de la invención incluye remolcar una fuente de energía sísmica y una pluralidad de sensores sísmicos sensibles a la presión y sensores sísmicos sensibles al movimiento en un cuerpo de agua y accionar la fuente de energía símica en momentos seleccionados. Las señales detectadas por los sensores sensibles a la presión y los sensores sensibles al movimiento son grabadas. Las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento son con señal fantasma cruzada. Una diferencia entre las señales con señal fantasma cruzada es determinada. La diferencia es usada para atenuar ruido en por lo menos una de las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento.

Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La FIG. 1 muestra un ejemplo para adquirir datos sísmicos para uso con un método de conformidad con la invención.

La FIG. 2 muestra un diagrama de flujo de un método de ejemplo de conformidad con la invención.

La FIG. 3 muestra un diagrama de flujo de un método de ejemplo para usar una señal de diferencia para eliminar ruido a partir de una señal de hidrófono.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La FIG. 1 muestra un ejemplo para adquirir datos sísmicos marinos que pueden ser usados con el método de la invención. Un buque sísmico 101 se mueve a lo largo de la superficie 108 de un cuerpo de agua 102 arriba de una porción 103 de la subsuperficie que va a ser prospectada. Debajo del fondo de agua 104, la porción 103 de la subsuperficie contiene formaciones de roca de interés tales como una capa 105 colocada entre una frontera superior 106 y la frontera inferior 107 del mismo. El buque sísmico 101 contiene equipo de control de adquisición sísmico, designado generalmente en 109. El equipo de control de adquisición sísmico 109 incluye control de navegación, control de fuente de energía sísmica, control de sensor sísmico, y equipo de grabación de señal, todo lo cual puede ser de tipos bien conocidos en la técnica.

El equipo de control de adquisición sísmico 109 causa que una fuente sísmica 110 remolcada en el cuerpo de agua 102 por el buque sísmico 101 (o por un buque diferente) se accione en tiempos seleccionados. La fuente sísmica 110 puede ser de cualquier tipo bien conocido en la técnica de adquisición sísmica, incluyendo pistolas de aire o pistolas de agua, o particularmente, arreglos de pistolas de aire. Cables marinos sísmicos 1 11 también son remolcados en el cuerpo de agua 102 por el buque sísmico 101 (o por un buque diferente) para detectar los campos de onda acústicos iniciados por la fuente sísmica 1 10 y reflejados desde las interfases en el medio ambiente. Aunque solamente un cable marino sísmico 1 1 1 es mostrado en la FIG. 1 para propósitos ilustrativos, generalmente una pluralidad de cables marinos sísmicos separados lateralmente 1 11 son remolcados detrás del buque sísmico 101. Los cables marinos sísmicos 1 11 contienen sensores para detectar los campos de onda reflejados iniciados por la fuente sísmica 110. En el presente ejemplo los cables marinos sísmicos 111 contienen sensores sensibles a la presión tales como hidrófonos 1 12, y sensores sensibles al movimiento de partículas de agua tales como geófonos 113. Los hidrófonos 12 y los geófonos 113 generalmente están co-localizados en pares o pares de arreglos de sensores en intervalos regulares a lo largo de los cables marinos sísmicos 111. Sin embargo, el tipo de sensores 1 12, 113 y sus ubicaciones particulares a lo largo de los cables marinos sísmicos 1 1 1 no son pretendidos para ser limitaciones en la presente invención.

Cada vez que la fuente sísmica 110 es accionada, un campo de onda acústica viaja en frentes de onda expandiéndose esféricamente. La propagación de los frentes de onda será ilustrada en la presente por trayectorias de rayo las cuales son perpendiculares a los frentes de onda. Un campo de onda viajando ascendentemente, designado por la trayectoria de rayo 1 14, se reflejará fuera de la interfaz agua-aire en la superficie del agua 108 y después viajará descendentemente, como en la trayectoria de rayo 1 15, donde el campo de onda puede ser detectado por los hidrófonos 112 y los geófonos 3 en los cables marinos sísmicos 111. Tal reflexión desde la superficie del agua 108, como en la trayectoria de rayo 115 no contiene información útil acerca de las formaciones de subsuperficie de interés. Sin embargo, tales reflexiones de la superficie, también conocidas como señales fantasmas, actúan como fuentes sísmicas secundarias con un tiempo de retardo desde el inicio de la fuente símica 110.

El campo de onda viajando descendentemente, en la trayectoria de rayo 116, se reflejará fuera de la interfaz tierra-agua en el fondo del agua 104 y después viaja ascendentemente, como en la trayectoria de rayo 1 17, donde el campo de onda puede ser detectado por los hidrófonos 1 12 y los geófonos 1 13. Tal reflexión en el fondo del agua 104, como en la trayectoria de rayo 1 17 contiene información acerca del fondo del agua 104. La trayectoria de rayo 117 es un ejemplo de una reflexión "primaria", esto es, una reflexión originándose desde una frontera en el subsuelo. El campo de onda viajando descendentemente, como en la trayectoria de rayo 116, puede transmitirse a través del fondo del agua 104 como en la trayectoria de rayo 118, reflejarse fuera de una frontera de capa, tal como 107, de una capa, tal como 105, y después viajar ascendentemente, como en la trayectoria de rayo 119. El campo de onda viajando ascendentemente, trayectoria de rayo 119, entonces puede ser detectado por los hidrófonos 1 12 y los geófonos 113. Tal reflexión fuera de una frontera de capa 107 contiene información útil acerca de una formación de interés 105 y también es un ejemplo de una reflexión primaria.

Los campos de onda acústicos continuarán para reflejarse fuera de las interfases tales como el fondo del agua 104, superficie del agua 108, y fronteras de capa 106, 107 en combinaciones. Por ejemplo, el campo de onda viajando ascendentemente en la trayectoria de rayo 117 se reflejará fuera de la superficie del agua 108, continúa viajando descendentemente en la trayectoria de rayo 121 , puede reflejarse fuera del fondo de agua 104, y continúa viajando ascendentemente nuevamente en la trayectoria de rayo 121 , donde el campo de onda puede ser detectado por los hidrófonos 112 y los geófonos 1 13. La trayectoria de rayo 121 es un ejemplo de una reflexión múltiple, también llamada simplemente un "múltiple", teniendo reflexiones múltiples desde las interfases. Similarmente, el campo de onda viajando ascendentemente en la trayectoria de rayo 1 19 se reflejará fuera de la superficie del agua 108, continúa viajando descendentemente en la trayectoria de rayo 122, puede reflejarse fuera de una frontera de capa 106 y continúa viajando ascendentemente nuevamente en la trayectoria de rayo 123, donde el campo de onda será detectado por los hidrófonos 1 12 y los geófonos 1 13. La trayectoria de rayo 123 es otro ejemplo de una reflexión múltiple, también teniendo reflexiones múltiples en la tierra subterránea.

Una parte de la energía símica viajará esencialmente paralela a la superficie del agua desde la fuente 110 hacia los hidrófonos 1 12 y los geófonos 113. Además de la energía sísmica antecedente, los hidrófonos y los geófonos pueden detectar ruido originándose desde lugares remotos desde el sistema de adquisición, tales como, por ejemplo, otros sistemas de adquisición símicos y plataformas de perforación en el agua. Métodos de conformidad con la invención son pretendidos para atenuar tal ruido y la energía sísmica "directa" antecedente. En la FIG. 1 , una fuente de ruido es mostrada generalmente en 130 y es pretendida para representar cualquier tipo de fuente de ruido que causa que energía acústica se mueva horizontalmente a través del agua.

Para los propósitos de la siguiente explicación, los términos "hidrófono" y "geófono" serán usados como descripciones breves para los tipos de señales siendo procesadas. Es entendido claramente que el término "hidrófono" en la siguiente descripción es pretendido para significar una señal detectada por cualquier forma de sensor sensible a gradiente de tiempo de presión o sensible a la presión. Correspondientemente, señales de "geófono" son pretendidas para significar una señal detectada por cualquier forma de sensor sensible al movimiento de partículas, incluyendo acelerómetros, velocímetros y similares.

Un método de conformidad con la invención inicia usando las señales de hidrófono y geófono grabadas correspondientes a cada accionamiento de la fuente. Las grabaciones deberían ser compensadas por sus respuestas de impulso de los canales de grabación y sensor respectivo y la constante de transducción de cada tipo de sensor usado. Cada uno de tal registro de grabaciones de hidrófono y geófono correspondiente a un accionamiento particular de la fuente puede ser referido como un registro de "disparo común" o "recolección" de disparo común. Las grabaciones de señal pueden ser indexadas con respecto al tiempo de accionamiento de la fuente sísmica, y pueden ser identificadas por la posición geodésica de cada sensor sísmico en el tiempo de grabación. Las señales de geófono pueden ser normalizadas con respecto al ángulo de incidencia del frente onda sísmica detectado por cada geófono. Véase por ejemplo, la Patente de E.U.A. No. 7,359,283 emitida para Vaage et al. y asignada a un afiliado del cesionario de la presente invención para una descripción de tal normalización. La respuesta del hidrófono es sustancialmente omni-direccional y no requiere corrección o normalización por ángulo de incidencia.

En una implementación práctica de un método, los registros de disparo común normalizados pueden entonces ser transformados desde el dominio de tiempo-posición en el dominio de frecuencia-número de onda {f-k).

Las señales de dominio-transformado resultantes pueden ser expresadas como.

H = Parriba CI - Z) + Nsi + PDA G = Parriba (1 + Z) (1) donde H representa la transformada f-k de las señales de hidrófono y G representa la transformada f-k de las señales de geófono normalizadas. Pamba representa el campo de onda de presión de propagación ascendentemente, Z representa el operador de retardo de tiempo de dominio- frecuencia o ???(~'?t) en el cual / es el número imaginario, ? representa la frecuencia angular, y t representa el tiempo de viaje de reflexión "fantasma" desde los sensores sísmicos hacia la superficie del agua y de regreso. NSi representa ruido llegando horizontalmente en los sensores sísmicos. Tal ruido puede ser generado, por ejemplo por otros buques sísmicos operando en el área a una distancia relativamente grande desde el sistema de adquisición. PDA representa esa porción del campo de onda de presión sísmico viajando horizontalmente desde la fuente sísmica hacia los sensores sísmicos. Las cantidades (1 +Z) y (1-Z) representan las funciones de "señal fantasma" de geófono e hidrófono, respectivamente. El tiempo de retardo y las funciones de señal fantasma respectivas pueden ser determinadas si la profundidad de cada sensor sísmico en el agua es conocida o determinable, ya que la velocidad de la energía símica en el agua es conocida o determinable. El presente ejemplo incluye la transformación de las señales de hidrófono y geófono en el dominio de frecuencia-número de onda en particular para facilitar calcular las funciones de efecto fantasma de geófono e hidrófono. Debe entenderse que otras implementaciones pueden procesar las señales de manera diferente que en el dominio de frecuencia-número de onda.

En un método de conformidad con la invención, el ruido viajando horizontalmente anterior y la energía sísmica viajando horizontalmente están para ser atenuados desde las señales de hidrófono. Puede ser asumido que Nsi y PDA llegan esencialmente horizontalmente en los hidrófonos y los geófonos. Si los geófonos orientados verticalmente son usados en los cables marinos, tales componentes de señal viajando horizontalmente pueden ser asumidos ser sustancialmente ausentes de las señales de geófono. Un ejemplo de un cable marino incluyendo hidrófonos y geófonos orientados verticalmente es descrito en la Patente de E.U.A. No. 7,239,577 emitida para Tenghamn et al. y asignada a un afiliado del cesionario de la presente invención.

Aplicar la función de señal fantasma de geófono (1 +Z) a las señales de hidrófono y aplicar la función de señal fantasma de hidrófono (1-Z) a las señales de geófono resulta en las siguientes expresiones: (1 + Z)H = PARRIBA (1 - Z)(1 + Z) + (1 + Z)[NSI + PDA ] (1 - Z)G = PARRIBA (1 + Z)(1 - Z) (2) Las señales resultantes de la aplicación de las funciones de efecto fantasma anteriores como arriba pueden ser referidas como señales de "señal fantasma cruzada". La diferencia entre las señales de señal fantasma cruzada anteriores puede ser representada por a expresión: (1 + Z) - (1 - Z)G = (1 + Z)[NSI + PDA ] (3) La diferencia anterior ("señal de diferencia") es igual al ruido de interferencia sísmica NSi y las señales de llegada directa PDA convolucionadas con la función de efecto fantasma de geófono (1+Z). Lo anterior esencialmente no contiene información de señal sísmica, pero contiene los dos tipos anteriores de ruido. La función de diferencia anterior puede ser usada para atenuar ruido en la señal de hidrófono o la señal de geófono.

Un ejemplo de tal atenuación con respecto a la señal de hidrófono es simplemente cero la señal de hidrófono (reemplazar el valor de amplitud grabado con cero) en cada muestra de tiempo donde la amplitud de la muestra de tiempo correspondiente de la señal de diferencia es mayor que esa del nivel de ruido de fondo de señal de diferencia. Las muestras representando cualquiera de estas dos formas de ruido generalmente constituyen solamente un pequeño número del total de muestras en cualquier traza de datos grabada, y por lo tanto en una traza de la señal de diferencia. En un ejemplo es posible calcular el valor promedio absoluto de las muestras en la traza de señal de diferencia, representada por A, después cero cualesquier muestras de tiempo correspondiente en la señal de hidrófono para muestras de señal de diferencia cuyo valor absoluto es mayor que un múltiplo seleccionado de A, por ejemplo, J\ .2 A (20% mayor que A). La operación anterior podría causar "ventanas" de longitud variable de muestras de valor- cero en las señales de hidrófono procesadas. Para suavizar las señales de hidrófono en tales casos es deseable aplicar funciones de rampa lineales a las muestras de señal antes y después de cada una de tal ventana. La longitud de las rampas lineales puede ser del orden de 100 milisegundos.

Como será apreciado por aquellos expertos en la técnica, las señales de geófono incluyen ruido sustancial resultante de remolcar los cables marinos en el agua. En una implementación práctica de un método de conformidad con la invención, ruido de remolque puede ser atenuado sintetizando la parte de frecuencia baja del espectro de señal de geófonos, por ejemplo, como es descrito en la Patente de E.U.A. No. 7,359,283 emitida o para Vaage et al. y asignada a un afiliado del cesionario de la presente invención.

Para usar tal técnica para atenuar los efectos de ruido de remolcado en las señales de geófono, empieza con las señales de geófono e hidrófono de dominio de disparo-común grabadas, compensadas apropiadamente por su sensor respectivo y respuestas de impulso de canales de grabación y sus constantes de transducción como se explicó arriba. Las señales de geófono deberían ser corregidas por su sensibilidad direccional como se explicó arriba. Las grabaciones de disparo común entonces pueden ser transformadas en el dominio frecuencia-número de onda (f-k). Las señales transformadas de dominio (f-k) resultantes pueden ser expresadas como: Parnba (1 - Z) + Nsi + PDA flujo Pamba (1 + + ^REMOLQUE en la cual las variables correspondientes representan los mismos parámetros como se describió arriba en las ecuaciones (1) a (3), y NREMOLQUE representa el ruido inducido de remolcado en las señales de geófono, esencialmente confinado a las frecuencias entre 0 y flujo, donde el flujo es generalmente aproximadamente 20 Hz.

Como se describió arriba en la patente de Vaage ef al. referida arriba, el ruido de remolque en las señales de geófono puede ser eliminado de las señales de geófono G estimando el espectro de G para frecuencias entre 0 y flujo. Tal estimación puede ser realizada usando el espectro de las señales de hidrófono H. La transformada f-k resultante de las señales de geófono habiendo sintetizado los componentes de frecuencia baja, GÍFC, puede ser representada por la expresión: flujo (1 + Z) fnyq 'LFC = f=o H (1 - Z 7) f=f I . Parriba (1 + Z) iujo flujo (1 + 7 ) f"y> i . derribe (1 + Z) 1=0 (1 - Z) 1=flujo ^ donde fnyq representa la frecuencia de Nyquist, esto es, la frecuencia más alta contenida en las señales de geófono e hidrófono. En la segunda expresión arriba para GLFC, la expresión para H ha sido sustituida de la expresión arriba.

Aplicando el operador de efecto fantasma de geófono a H y el operador de efecto fantasma de hidrófono a GLFc (efecto fantasma cruzado) resulta en las expresiones: (1 + Z)H = Parritia (1 - Z)(1 + Z) + (1 + Z)[NSI + PDA] 5 flujO (1 - Z)GLFC = l [Parnba(1. - Z) + NSI + PDA](1 + Z + / P^fí + Z)(1 - Z) t-0 f=flujo flujo (1 - Z)GLFC = Parriba (1 + Z)(1 - Z) + fJI Nsl + PD ( 7( + Z) Restando las señales de señal fantasma cruzada de cada otra proporciona las expresiones: i o fíui° (1 + Z)H - (1 - Z)GLGC = (1 + Z)[NSI + PDA] - 1 (1 + Z)[NSI + PDA] =0 (1 + Z)H - (1 - Z)GLGC = 1 . (1 + Z)[NSI + PDA] Debido a que la porción de frecuencia-baja del espectro de geófono fue calculada a partir del espectro de hidrófono para eliminar el ruido 15 de remolque, la porción de frecuencia baja del ruido de interferencia sísmica de señal fantasma de geófono y llegadas directas están esencialmente ausentes de la señal de diferencia determinada arriba. Sin embargo, la señal de diferencia anterior aún puede ser usada para filtrar ruido de las señales de hidrófono y/o geófono, por ejemplo poniendo a cero las trazas de hidrófono en 20 cada muestra de tiempo ahí correspondiendo a una muestra de tiempo en la señal de diferencia teniendo una magnitud mayor que su nivel de ruido de fondo. El nivel de ruido de fondo puede ser calculado como se explicó arriba.

Aunque el ejemplo anterior incluye la transformación de las señales en el dominio de frecuencia-número de onda, tal transformación es solamente para conveniencia. Será apreciado por aquellos expertos en la técnica que el proceso anterior puede ser realizado sin la necesidad de transformar las señales en el dominio de frecuencia-número de onda.

Un ejemplo de un método de conformidad con la invención es mostrado en un diagrama de flujo en la FIG. 2. Las señales de hidrófono y geófono son mostradas como siendo adquiridas en 200. Las señales de geófono pueden ser normalizadas por ángulo de incidencia en 202. En 204, las señales hidrófono pueden ser usadas para sintetizar el componente de frecuencia baja de las señales de geófono. Las señales de hidrófono y geófono pueden ser transformadas en el dominio de frecuencia-número de onda. En 206, las señales transformadas son con señal fantasma cruzada. En 208, una diferencia entre las señales de señal fantasma cruzada es determinada. En 210, la señal de diferencia es usada para atenuar ruido en la señal de hidrófono. En algunos ejemplos, para ser usados para atenuar ruido en la señal de hidrófono, la señal de diferencia puede ser transformada inversa al dominio de posición de tiempo.

La FIG. 3 muestra un diagrama de flujo de un ejemplo de usar la señal de diferencia para atenuar ruido en la señal de hidrófono. En 300, un promedio A del valor absoluto de la señal de diferencia es determinado. En 302, cada muestra Ai de la señal de diferencia es comparada con un múltiplo de X seleccionado del promedio A. Si el valor de muestra excede el múltiplo seleccionado de A, entonces el tiempo correspondiente de la muestra en la señal de hidrófono puede ser fijado a cero ("puesto a cero"). Lo anterior puede ser repetido para cada señal de hidrófono.

Los métodos de conformidad con la invención pueden proporcionar atenuación mejorada de ruido transmitido por el agua en señales sísmicas. Los métodos de conformidad con la invención pueden permitir operaciones de prospección sísmica usando múltiples sistemas de adquisición sin la necesidad de operación de "tiempo compartido" de fuentes sísmicas en tales múltiples sistemas, ahorrando tiempo y costo.

Aunque la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos expertos en la técnica, habiéndose beneficiado de esta descripción, apreciarán que otras modalidades pueden ser ideadas las cuales no se desvían del alcance de la invención como es descrita en la presente. En consecuencia, el alcance de la invención debería estar limitado solamente por las reivindicaciones anexas.

Claims (18)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1 - Un método para atenuar ruido en señales sísmicas marinas, que comprende: señales sísmicas marinas sensibles a la presión de efecto fantasma cruzado y señales sísmicas marinas sensibles al movimiento adquiridas contemporáneamente; determinar una diferencia entre las señales de señal fantasma cruzado; y usar la diferencia para atenuar ruido en por lo menos una de las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento.

2. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el efecto fantasma cruzado comprende transformar las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento en el dominio frecuencia-número de onda y aplicar un operador de efecto fantasma desde las señales sensibles a la presión hacia las señales sensibles al movimiento y viceversa.

3. - El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque los operadores de efecto fantasma respectivos están relacionados con un tiempo de viaje de energía sísmica entre una profundidad de sensores sísmicos en un cuerpo de agua y la superficie del cuerpo de agua.

4. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el ruido comprende ruido que se propaga horizontalmente.

5. - El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque el ruido comprende por lo menos uno de ruido desde un buque y ruido desde una fuente de energía sísmica.

6. - El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque el ruido de la fuente de energía sísmica se origina desde una misma fuente usada para adquirir las señales sísmicas sensibles al movimiento y sensibles a la presión.

7. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque las señales sensibles al movimiento son normalizadas para un ángulo de incidencia de energía sísmica.

8. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque ruido inducido en las señales sensibles a movimiento por equipo sísmico de remolcado en un cuerpo de agua es atenuado sintetizando una porción de intervalo de frecuencia seleccionado del mismo usando las señales sensibles a la presión.

9. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque usar la diferencia comprende determinar muestras de tiempo de la diferencia que excede un umbral seleccionado, y fijar el tiempo correspondiente a las muestras de las señales sensibles a la presión igual a cero.

10.- Un método para prospección sísmica, que comprende: remolcar una fuente de energía sísmica y una pluralidad de sensores sísmicos sensibles a la presión y sensores sísmicos sensibles al movimiento en un cuerpo de agua; accionar la fuente de energía sísmica en tiempos seleccionados; grabar señales detectadas por los sensores sensibles a la presión y los sensores sensibles al movimiento; efecto fantasma cruzado de las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento; determinar una diferencia entre las señales de señal fantasma cruzado; y usar la diferencia para atenuar ruido en por lo menos una de las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento.

11 - El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque el efecto fantasma cruzado comprende transformar las señales sensibles a la presión y las señales sensibles al movimiento en el dominio de frecuencia-número de onda y aplicar un operador de efecto fantasma desde las señales sensibles a la presión hacia las señales sensibles al movimiento y viceversa.

12.- El método de conformidad con la reivindicación 1 1 , caracterizado además porque los operadores de efecto fantasma respectivo están relacionados con un tiempo de viaje de la energía sísmica entre una profundidad de sensores símicos en un cuerpo de agua y la superficie del cuerpo de agua.

13. - El método de conformidad con la reivindicación 1 1 , caracterizado además porque el ruido comprende ruido que se propaga horizontalmente.

14. - El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque el ruido comprende por lo menos uno de ruido desde un buque y ruido desde una fuente de energía sísmica.

15. - El método de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado además porque el ruido de la fuente de energía sísmica se origina desde la misma fuente usada para adquirir las señales sensibles a la presión y sensibles al movimiento.

16. - El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque las señales sensibles al movimiento son normalizadas para un ángulo de incidencia de energía símica.

17. - El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque el ruido inducido en las señales sensibles al movimiento por el equipo sísmico de remolcado en un cuerpo de agua es atenuado sintetizando una porción de intervalo de frecuencia seleccionado del mismo usando las señales sensibles a la presión.

18. - El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque usar la diferencia comprende determinar muestras de tiempo de la diferencia que excede un umbral seleccionado, y muestras correspondientes de tiempo fijado de las señales sensibles a la presión igual a cero.