MX2011006036A - Uso de inversion de forma de onda para determinar las propiedades de un medio en el subsuelo. - Google Patents

Abstract

Una técnica incluye proporcionar datos sísmicos adquiridos en un estudio sísmico de un medio. Los datos sísmicos incluyen datos del movimiento de las partículas. La técnica incluye modelar las ondas que se propaga a través del medio durante el estudio como función de cuando menos una propiedad del medio y los datos sísmicos. La técnica incluye en base a los modelos, determinar las propiedades del medio.

Description

USO DE INVERSIÓN DE FORMA DE ONDA PARA DETERMINAR LAS PROPIEDADES DE UN MEDIO EN SUBSUELO Campo de la Invención La invención se refiere generalmente a la utilización de la inversión de forma de onda para determinar las propiedades de un medio en el subsuelo.

Antecedentes de la Invención La exploración sísmica consiste en estudiar las formaciones geológicas subterráneas para buscar yacimientos de hidrocarburos. Un estudio normalmente implica el despliegue de la fuente sísmica y sensores sísmicos en lugares predeterminados. Las fuentes generan ondas sísmicas que se propagan en las formaciones geológicas creando cambios de presión y las vibraciones a lo largo de su camino. Cambios en las propiedades elásticas de la formación geológica dispersan las ondas sísmicas, cambiando su dirección de propagación y otras propiedades. Parte de la energía emitida por las fuentes llega a los sensores sísmicos. Algunos sensores sísmicos son sensibles a los cambios de presión (hidrófonos), otros para el movimiento de partículas (por ejemplo, geófonos y/o acelerómetros), y los estudios industriales pueden desplegar sólo un tipo de sensores o ambos. En respuesta a los eventos sísmicos detectados, los sensores generan señales eléctricas para producir los datos sísmicos. El análisis de los datos sísmicos puede indicar la presencia o ausencia de lugares de probables yacimientos de hidrocarburos.

Algunos estudios se conocen como "marinos", porque los estudios que se llevan a cabo en ambientes marinos. Sin embargo, los estudios "marinos" pueden llevarse a cabo no sólo en ambientes de agua salada, sino también en aguas dulces y salobres. En un tipo de estudio marino, llamado "arreglo remolcado" de inspección, una serie de sensores sísmicos que contienen captadores y fuentes es remolcado por una embarcación de estudio.

Breve Descripción de la Invención En una realización de la invención, una técnica que incluye el suministro de los datos sísmicos adquiridos en un estudio sísmico de un medio. Los datos sísmicos incluyen datos de partículas en movimiento. La técnica incluye modelar las ondas de propagación a través del medio durante el estudio en función de al menos una propiedad del medio y los datos sísmicos. La técnica incluye, basado en el modelado, la determinación de la o las propiedades del medio.

En otra realización de la invención, el sistema incluye una interfaz y un procesador. La ¡nterfaz recibe los datos sísmicos adquiridos en un estudio sísmico de un medio.

El procesador procesa los datos sísmicos para modelar las ondas que se propagan a través del medio durante el estudio en función de al menos una propiedad del medio y los datos sísmicos.

En otra realización de la invención, un artículo que incluye un medio de almacenamiento legible pro computadora que almacena instrucciones que se ejecuta por un sistema basado en procesador hace que el sistema basado en procesador reciba los datos sísmicos adquiridos en un estudio sísmico de un medio Los datos sísmicos incluyen datos de partículas en movimiento. Las instrucciones que al ejecutarse hacen que el sistema basado en el procesador procese los datos sísmicos para modelar ondas de propagación a través del medio durante el estudio en función de al menos una propiedad del medio y los datos sísmicos.

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

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

La figura 2 es un diagrama de flujo que muestra una técnica para determinar al menos una propiedad de un medio en el subsuelo mediante la inversión de forma de onda de acuerdo con una realización de la invención.

La figura 3 es un diagrama esquemático de un sistema de procesamiento de datos sísmicos de acuerdo con una realización de la invención.

Descripción Detallada de la Invención La figura 1 representa una 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 estudio 20 remolca uno o más captadores sísmicos 30 (un captador 30 ejemplar se muestra en la figura 1) detrás de la embarcación 20. Los captadores sísmicos 30 pueden tener varios miles de metros de longitud y pueden contener varios cables de soportes (no mostrados), 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 el que se montan sensores sísmicos 58 que registran señales sísmicas.

De acuerdo con realizaciones de la invención, los sensores sísmicos 58 pueden ser sensores de presión solamente o puede ser sensores sísmicos de múltiples componentes. Para el caso de sensores sísmicos de múltiples componentes, cada sensor es capaz de detectar un campo de ondas de presión y por lo menos un componente del movimiento de las partículas que se asocia con las señales acústicas que están próximas al sensor sísmico de múltiples componentes. Ejemplos de movimientos de las partículas incluyen uno o más componentes de un desplazamiento de partículas, uno o más componentes (componentes en línea (x), transversal (y) y vertical (z) (ver ejes 59, por ejemplo)) con una velocidad de la partícula y uno o más componentes de la aceleración de partículas.

Dependiendo de la realización concreta de la invención, el sensor sísmico de múltiples componentes pueden incluir uno o más hidrófonos, geófonos, sensores del desplazamiento de partículas, sensores de partículas de velocidad, acele rómetros, sensores de gradiente de presión, o sus combinaciones.

Por ejemplo, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención, en particular de múltiples componentes de sensores sísmicos pueden incluir un hidrófono para medir la presión y tres acelerómetros ortogonales alineados para medir tres componentes correspondientes ortogonales de la velocidad y/o la aceleración de las partículas, cerca del sensor sísmico. Cabe señalar que el sensor sísmico de múltiples componentes puede ser implementado como un único dispositivo o se puede implementar como una pluralidad de dispositivos, en función de la realización concreta de la invención. Un sensor sísmico de múltiples componentes también puede incluir sensores de gradiente de presión, que constituyen otro tipo de sensores de movimiento de las partículas. Cada sensor de gradiente de presión mide la variación en el campo de ondas de presión en un punto particular con respecto a una dirección particular. Por ejemplo, uno de los sensores de gradiente de presión puede adquirir datos sísmicos que indican, en un momento determinado, 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, un punto en particular, los datos sísmicos indicativos de los datos de presión con respecto a la dirección en línea.

El sistema de adquisición de datos sísmicos marinos 10 incluye una fuente sísmica 104 que puede estar formada por uno o más elementos de la fuente sísmica, tales como pistolas de aire comprimido, por ejemplo, que están conectados a la nave de inspección 20. Por otra parte, en otras realizaciones de la invención, la fuente sísmica 104 puede operar independientemente del barco de estudio 20, con lo que la fuente sísmica 104 se puede acoplar a otras embarcaciones o boyas, como sólo algunos ejemplos.

A medida que los captadores sísmicos 30 son remolcados detrás de la embarcación de estudio 20, se producen señales acústicas 42 (una señal acústica ejemplar 42 se muestra en la figura 1), frecuentemente referida como "tiro", mediante la fuente sísmica 104 y se dirigen a través de una columna de agua 44 en las capas 62 y 68 por debajo de una superficie inferior del agua 24. Las señales acústicas 42 se reflejan en las distintas formaciones subterráneas geológicas, tales como una formación ejemplar 65 que se muestra en la figura 1.

Las señales acústicas 42 incidentes que son adquiridas por las fuentes de producción 40 correspondientes reflejan las señales acústicas, u ondas de presión 60, que son detectadas por los sensores sísmicos 58. Se observa que las ondas de presión que son recibidas y detectadas por los sensores sísmicos 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 58 generan señales (las señales digitales, por ejemplo), llamadas "rastros", que indican las medidas adquiridas del campo de ondas de presión y movimiento de las partículas (si los sensores son sensores de movimiento de partículas). Los rastros son grabados y pueden ser al menos parcialmente procesadas por una unidad de procesamiento de señal 23 que se implementa en la embarcación de estudio 20, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención. Por ejemplo, un determinado sensor sísmico de múltiples componentes puede proveer un rastro, que corresponde a una medida de un campo de ondas de presión por su hidrófono, y el sensor puede proporcionar uno o más rastros que corresponden a uno o más componentes del movimiento de las partículas, que son medidas por sus acelerómetros.

El objetivo de la adquisición sísmica es la de construir una imagen de un área de estudio a efecto de identificar las formaciones geológicas subterráneas, tales como la formación geológica ejemplar 65. El posterior análisis de la representación puede revelar ubicaciones probables de los yacimientos de hidrocarburos en formaciones geológicas subterráneas. Dependiendo de la realización concreta de la invención, parte del análisis de la representación se puede realizar en la embarcación de estudio sísmico 20, por ejemplo, la unidad de procesamiento de la señal 23.

Los datos sísmicos normalmente se procesa en un gran número de pasos, que se pueden caracterizar en cuatro categorías 1) la atenuación del ruido, 2) la eliminación de múltiples; 3) el análisis de la velocidad de migración, y 4) la formación de imágenes. Como se describe aquí, la inversión de forma de onda es utilizados para la determinación de propiedades (velocidad de propagación, por ejemplo) del subsuelo a partir de los datos sísmicos Por otra parte, tal como se describe aquí, los datos de presión, así como datos de movimiento de las partículas se utilizan para obtener una mejor imagen del subsuelo, tratar estimaciones de incertidumbre y reducir artefactos debido al ruido.

La inversión de forma de onda se refiere a la derivación de una o más propiedades del subsuelo a partir de los datos sísmicos basados en modelos de forma de onda. El modelado de forma de onda tiene como objetivo describir el carácter de las ondas, que se propagan a través de un medio que puede ser el medio descrito de varias maneras, tales como acústica, viscoacústica , elástica, inelástica, poroelástica , etc El carácter de las ondas puede ser determinado por la solución de las correspondientes ecuaciones de onda.

Una onda acústica puede ser modelada al resolver la ecuación de onda de densidad acústica constante, que se expone a continuación: S(x ). Ecuación 1 donde "c" representa la velocidad de propagación, "u" representa la onda acústica, y "S" representa la fuente. Existen diversas técnicas para resolver este tipo de ecuaciones. Debido a que la velocidad de propagación c, en general, es espacialmente variable, la ecuación 1 puede ser resuelta mediante una técnica de modelado numérico A título de ejemplo, técnicas de modelado numérico que se pueden utilizar incluyen teoría de los rayos, la teoría de haces, técnicas de un sentido y de diferencias finitas. La técnica de modelado de la teoría de los rayos, que es un subconjunto de la teoría de generalización de haces, es relativamente rápida. Sin embargo, la técnica de modelado de la teoría de rayos puede producir resultados menos precisos. Las técnicas de modelado numérico de un solo sentido asumen que hay una dirección de propagación principal y se pueden resolver utilizando los métodos de rayos o haces, pero también, las ecuaciones de onda de un solo sentido se pueden resolver utilizando técnicas de modelado número discretas de las formas de onda completas, tales como diferencias finitas o elementos finitos. Estas técnicas de d iscretización resuelven la ecuación de onda completa y por lo tanto, proporcionan la descripción más completa de las soluciones Sin embargo, estas técnicas pueden ser relativamente lentas, lo que presenta problemas, si los modelos son grandes en la ecuación 1 o uno de sus equivalentes necesita ser resuelto para un modelo tridimensional grande (3-D) y un gran número de fuentes.

En forma de operador, el modelado de formas de onda puede ser descrito de la siguiente manera d = F (m) , Ecuación 2. donde "d" representa los datos sísmicos, que puede ser el movimiento de partículas y/o los datos de presión, "m" representa la geología del subsuelo, y "F" representa el operador del campo de onda. Por lo tanto, dado el modelo m, los datos sísmicos d pueden determinarse aplicando el operador de campo de ondas F. Sin embargo, por lo general, el modelo m es desconocido. Por lo tanto, se resuelve el problema "inverso". m = F~ 1 (d) Ecuación 3 La ecuación 3 representa un problema de inversión, en el que toda la forma de onda o de ondas se utiliza para resolver el problema. Desde un punto de vista de procesamiento numérico, la solución de la ecuación 3 puede ser muy difícil debido a que el operador F"1 es altamente no lineal. Para simplificar el proceso, el problema que se establece por la ecuación 3 puede ser simplificado al primero linealizar la ecuación de la siguiente manera. El cambio en los datos d debido a un pequeño cambio en el modelo m puede ser descrito de la siguiente manera: • dd ¡(m + &n) = c)( ) H án . . , jrn Ecuación 4 ,, ¿W ., La derivada p ^arcial 7 am- e p ruede calcular utilizando cualquiera de las técnicas de procesamiento numérico que se exponen más arriba. Con un modelo de partida para m, d(m) puede ser determinada utilizando las mismas técnicas de procesamiento numérico y se restará de los datos observados d (m + 5m) para derivar la siguiente relación: Ecuación 5 En la práctica, los datos sísmicos son discretos (por la fuente y el índice de receptor y por el paso de frecuencia o tiempo) y también lo es el modelo m (con un índice en las direcciones x, y y z, si no hay una malla regular o algún otro índice, si el modelo está parametrizado por una red irregular) Resolver la ecuación 5 por lo tanto, puede implicar la resolución de una ecuación matricial relativamente grande La ecuación de la matriz puede ser regularizada y resuelta en el sentido de mínimos cuadrados, ya que está mal planteada. La inversión de forma de onda puede hacer uso de la minimización cuasi-Newton repetida de una función objetivo, lo que representa el desajuste de datos, y la ecuación 5 representa el carácter de los sistemas lineales resuelto en cada iteración, cuando se emplea una aproximación de Gauss-Newton. Los términos rectificado y amortiguación se puede añadir a este problema de inversión de mínimos cuadrados con el fin de regularizar la ecuación. En este contexto, "rectificar" significa que la solución es recta, y "amortiguación" significa que la solución no se desvía demasiado del modelo de partida. Además de resolver para los parámetros del modelo, las posiciones de la fuente y del receptor también pueden ser resueltas. Estas posiciones se conocen solo hasta una cierta precisión, y cualquier error en la posición de la fuente y del receptor se asignan a la inversión de la velocidad si no se toman en cuenta los errores de posición. En este caso, la ecuación 5 puede ser reescrita como sigue: en donde " m ST> " pueden ser representados de la siguiente forma: iñ - (n¡, r,s). y Ecuación 7 ¿»ñ = &). Ecuación S Cabe señalar que tanto los datos de presión y los datos de movimiento de partículas se pueden utilizar, ya que los datos de presión y movimiento de partículas se puede invertir de forma simultánea.

Por lo tanto, al referirse a la figura 2, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención, una técnica 100 incluye el suministro de los datos sísmicos adquiridos en un estudio sísmico de un medio. Los datos sísmicos incluyen datos de presión y de movimiento de partículas. La técnica 100 incluye modelar (bloque 108) ondas que se propagan a través del medio durante el estudio en función de al menos una propiedad del medio y los datos sísmicos. La técnica 100 también incluye, basada en el modelado, determinar (bloque 112) las propiedades del medio.

Debido a la magnitud del problema de inversión establecido en las ecuaciones. 6-8, diversas estrategias se pueden utilizar para simplificar estas ecuaciones. Una estrategia, que consiste en hacer la inversión de forma de onda en el dominio de la frecuencia, se describe por Pratt, R.. G., Shin, C, y Hicks, G., J., 1998. Métodos de Gauss-Newton y completos métodos de Newton de inversión de onda sísmica en espacios de frecuencia: Geophys. J. Intemat., 133, 341 hasta 362 (en adelante llamada "la referencia de Pratt").

Si se usa la técnica descrita en la referencia de Pratt y se inicia a las frecuencias más bajas, el tamaño del problema de la inversión es manejable. En este sentido, las frecuencias más altas se añaden, en cuyo caso el problema de inversión lentamente se vuelve más grande y más grande. Tres ventajas adicionales de este enfoque son: 1) el cálculo de las derivadas parciales en las frecuencias más bajas es relativamente simple, 2) el enfoque tiene un significado físico muy claro en que por primera vez se resuelve la función de gran escala de la estructura de velocidad y entonces estructuras más detalladas según lo revelado por las frecuencias más altas;, y 3) el problema inverso linealizado es menos probable que se limite a un mínimo local, lo que es un problema típico en los problemas de inversión a gran escala.

Un aspecto importante de la inversión de forma de onda es el modelo de partida. El modelo no es único, pero tiene que ser de calidad suficiente. Si el modelo de partida no es suficiente, entonces la inversión de forma de onda lineal no puede converger, sino que puede llegar a ser confinada en un mínimo local .

Varias técnicas se pueden utilizar para obtener un modelo de partida suficiente. Una forma consiste en utilizar el análisis de la migración de velocidad, que utiliza los tiempos de viaje únicamente.

A continuación se describe una técnica en particular para calcular las derivadas parciales y puede ser ventajoso para los fines de reducir el tiempo para calcular todas las derivadas parciales. Como punto de partida, una aproximación de Born de primer orden puede utilizarse, la cual aproximadamente describe la propagación de las ondas de presión a través del medio heterogéneo, como se describe a continuación: u/ {r,s,(ú)= \ ?2 g {r, x, CÜ)C (x) c (x) gfx, s , ?) dx Ecuación 9 donde "cb" representa el modelo de velocidad de fondo, que se supone que se conoce, "c" representa la perturbación y la integración en la variable espacial (por lo general un espacio medio), y "u-,", representa la aproximación de Born de primer orden. Además, "g(r,s,oo)" representa la función de Green (que corresponde a la mediana de fondo) de las ondas excitadas en la fuente s y registradas en el receptor R.

Cabe señalar que en la ecuación 9, se ha aplicado deconvolucion de fuente. Esto se supone que es el caso siguiente. Sin embargo, se observa que la deconvolucion de fuente puede no llevarse a cabo, porque las técnicas que se describen en este documento son igualmente válidas se haya o no aplicado la deconvolucion de fuente. En este caso, una de las funciones de Green de la ecuación. 9 es convolucionada con la pequeña onda de la fuente.

La derivada de "? ', con respecto a la posición de receptor r se puede tomar, lo que produce las siguientes ecuaciones: Vr«l ir. s. a>) - i ü)2 g(r. x.¿u):(x)c^ (x)f>(x. x. co)dx . Ecuación 10 La ecuación 10 describe, en primer orden, la propagación de las ondas de gradiente dispersadas a través del medio. Una transformada de Fourier se puede aplicar a las ecuaciones 9 y 10 para producir una expresión de dominio de tiempo, y entonces la expresión de dominio en el tiempo se puede resolver mediante una de las técnicas de procesamiento numérico que se han descrito anteriormente. Si' las funciones de Green se utilizan, pueden aplicarse las técnicas de procesamiento de la teoría de rayos o la teoría numérica de haces, tales como los descritos en Keers, H., C. Chapman y D. Nichols, "Una técnica rápida integración para la generación de sismogramas Ray-Born" EAGE (2002).

A partir de esta técnica, las derivadas parciales pueden ser eficientemente calculados en el dominio del tiempo. A partir de entonces, las funciones de sensibilidad pueden ser transformadas de nuevo al dominio de la frecuencia para que la inversión de forma de onda se pueda aplicar como se describió anteriormente.

Como un ejemplo más específico, la integral de Born puede ser expresada como sigue: ÍA(x,r)S(t-<&(x,r))dX Ecuación 11 donde "u" representa el campo de onda (por ejemplo, el movimiento de presión o de partículas), "A" representa la amplitud, "F" representa la función de fase, "t" representa el tiempo, "r" representa el vector de posición del receptor (2-D o 3-D), y "x" representa el vector de integración (2-D o 3-D).

Para hacer la forma de onda discreta, la forma de onda se alisa con una función boxear B (t/ ??) que se define de la siguiente manera: B(t) = -1/2 (H(t + 1) - H(t-l)) Ecuación 12 donde "H" representa la función de Heaviside B (t/ ??) es una función boxear con longitud 2At. Rectificando la ecuación 11 (es decir, co n vo I u ci o n a n d o) con la función boxear produce lo siguiente: ll(x :)* B(t/ At) Ecuación 13 donde D.

Ecuación. 14 Los valores de A y F en un número finito de puntos son conocidos (por ejemplo, por el trazado de rayos). Por lo tanto, la triangulación (en 2-D) o mosaico (3-D) se puede realizar en el dominio de integración D. Se supone a continuación, que el dominio de integración es de 3-D. El mosaico 3-D produce n tetraedros, que se representan con una "T, (i= 1 , ... , n) . " La expresión del campo de ondas ahora se puede expresar de la siguiente manera: "<''·') =? J nir- Ecuación 15 Teniendo en cuenta la integral sobre un tetraedro ??, se puede suponer que A y F varían lentamente dentro de un único tetraedro, de modo que una aproximación lineal se puede aplicar a ambos, es suficiente A y F sobre el tetraedro T ·, ? D-, es un polivolumen, y la siguiente relación puede ser mostrada: r ^ v I A(x)dx = Voi(T, n D, , Ecuación 16 donde "y/' representa los vértices m del polígono ?? ? D,. El volumen Vol (????? se puede expresar en términos de diferencias de volúmenes de tetraedros. El algoritmo para el cálculo de los sintéticos es relativamente directo, que incluye dos ciclos: un ciclo sobre los tri ngulos/tetraedros y otro sobre los polígonos ?,? D¡.

Por lo tanto, haciendo uso de los contornos de la función de fase, la integral de la ecuación 11 puede ser calculada de manera eficiente. En la inversión de forma de onda que se necesita para calcular la matriz "-^ de derivadas parciales usando el modelo directo. La eficiencia técnica del modelado de Born así descrita es particularmente útil, ya que es más barato que cualquier modelado que usa diferencias finitas o el modelado utilizando una implementacion de la fuerza bruta de la ecuación 11. Por lo tanto, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención, la inversión de forma de onda se puede realizar para cualquier tipo de datos sísmicos utilizando el método de modelado de Born basado en las ecuaciones 11 y 12. Este método de modelado de Born es en el dominio del tiempo. Sin embargo, la inversión de forma de onda se puede hacer ya sea en el dominio de tiempo o de la frecuencia mediante la aplicación de una FFT inversa en la ecuación 12.

Haciendo referencia a la figura 3, de acuerdo con algunas realizaciones de la invención, un sistema de procesamiento de datos 320 puede llevar a cabo al menos una parte de las técnicas que se exponen en este documento, tal como al menos parte de la técnica 100, para fines tales como el modelado de las ondas que se propagan a través de un medio durante un estudio sísmico y/o en base al modelado, la determinación de al menos una propiedad del medio. El sistema 320 puede estar situado en una de los captadores 30, en cada captador 30, distribuidos entre los captadores 30, en la fuente sísmica 104, en el embarcación de estudio 30, en una instalación en tierra remota, etc. De acuerdo con algunas realizaciones de la invención, el sistema 320 puede incluir un procesador 350, como uno o más microprocesadores y/o microcontroladores.

El procesador 350 puede ser acoplado a una interfaz de comunicación 360 para efectos de recibir los datos indicativos de las mediciones sísmicas, los parámetros del modelo, los parámetros geofísicos, los parámetros de la estudio, etc. Los datos relativos a las mediciones sísmicas pueden ser los datos de presión, datos multi-componente, etc.

Como un ejemplo no limitativo, el ¡nterfaz 360 puede ser una interfaz de bus USB en serie, una ¡nterfaz de red, una interfaz de medio extraíble (como una tarjeta de memoria flash, CD-ROM, etc.) o una interfaz de almacenamiento magnético (IDE o interfaces SCSI, como ejemplos). Así, la interfaz 360 puede tomar diversas formas, dependiendo de la realización concreta de la invención.

De acuerdo con algunas realizaciones de la invención, la interfaz 360 se puede acoplar a una memoria 340 del sistema 320 y puede almacenar, por ejemplo, varias entradas y/o salidas de datos conjuntos relacionados con las técnicas que se describen aquí. La memoria 340 puede almacenar instrucciones de programa 344, que cuando se ejecuta por el procesador 350, puede hacer que el procesador 350 lleve a cabo parte de las técnicas que se describen en este documento, tal como al menos parte de la técnica 100, por ejemplo, y mostrar los resultados obtenidos a través de la o las técnicas en una pantalla (no se muestra la figura 3) del sistema 320, según algunas realizaciones de la invención.

Cabe señalar que las técnicas que se describen en este documento pueden aplicarse a cables sensores que no sean captadores, por ejemplo, de acuerdo con otras realizaciones de la invención, las técnicas que se describen en este documento pueden aplicarse a los cables del fondo marino. Además, hay muchos tipos de adquisición marina con datos vectoriales. No sólo existe la adquisición convencional de azimut estrecho, sino que otros tipos de adquisición pueden ser utilizados disparo de bobina, de acimut ancho, azimut rico, etc. Por lo tanto, las técnicas de inversión de forma de onda que se describen en este documento pueden ser aplicables a todos ellos, tantos como se contemplan variaciones y se encuentran en el alcance de las reivindicaciones.

Aunque la presente invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de formas de realización, los expertos en la materia, teniendo el beneficio de esta descripción, apreciarán numerosas modificaciones y variaciones de la misma. 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 comprende: proporcionar los datos sísmicos adquiridos en un estudio sísmico de un medio, los datos sísmicos incluyen los datos de movimiento de las partículas, modelar las ondas que se propagan a través del medio durante el estudio en función de al menos una propiedad del medio y los datos sísmicos, y basado en el modelado, determinar la al menos una propiedad del medio.

2. El método de la reivindicación 1 , en el cual la determinación comprende: determinar los cambios finitos en los datos sísmicos debido a los cambios finitos en el modelo.

3. El método de la reivindicación 1, en el que los datos sísmicos comprenden, además, los datos de presión.

4. El método de la reivindicación 1, en el que la propiedad consiste en una velocidad de propagación.

5. El método de la reivindicación 1 , en el cual el acto de inversión incluye la inversión en el dominio de la frecuencia o en el dominio del tiempo.

6. El método de la reivindicación 1, en el cual el acto de la inversión comprende el empleo de análisis de la migración de la velocidad para generar valores iniciales para el modelo.

7. El método de la reivindicación 1, en el que el acto de la inversión comprende la aplicación de una teoría basada en rayos, una teoría basada en haces o la inversión numérica basada en las diferencias finitas.

8. El método de la reivindicación 1, que comprende además: remolcar al menos un captador para adquirir los datos sísmicos.

9 Un sistema que comprende: una interfaz para recibir los datos sísmicos adquiridos en un estudio sísmico de un medio, los datos sísmicos incluyen los datos de movimiento de las partículas, y un procesador para procesar los datos sísmicos para modelar las ondas que se propagan a través del medio durante el estudio en función de por lo menos una propiedad del medio y los datos sísmicos.

10. El sistema de la reivindicación 9, en donde los datos sísmicos comprenden, además, los datos de presión.

11. El sistema de la reivindicación 9, en el que la propiedad consiste en una velocidad de propagación.

12 El sistema de la reivindicación 9, en el que el procesador está adaptado para procesar los datos para invertir el modelo en el dominio de la frecuencia o en el dominio del tiempo.

13. El sistema de la reivindicación 9, en la cual el procesador se adapta al proceso de los datos sísmicos para invertir el modelo en base a una teoría basada en rayos, una teoría basada en haces o la inversión numérica basada en las diferencias finitas.

14 El sistema de la reivindicación 9, caracterizado porque comprende: al menos un captador para adquirir los datos sísmicos.

15 El sistema de la reivindicación 14, que comprende además: una embarcación de remolque de por lo menos un captador.

16 El sistema de la reivindicación 9, que comprende además al menos un cable en el fondo del mar para obtener los datos sísmicos.

17. Un artículo que comprende un medio de almacenamiento legible por computadora para almacenar las instrucciones que cuando se ejecutan en un sistema basado en el procesador hacen que el sistema basado en el procesador realice un procedimiento según las reivindicaciones 1-8.

18. Un método que comprende: proporcionar los datos sísmicos adquiridos en un estudio sísmico de un medio, modelar una onda que se propaga a través del medio durante el estudio en función de al menos una propiedad del medio y los datos sísmicos, incluyendo el modelado de la onda en función de la una integral de Born que tiene una función de fase, y en base a los contornos de la función de fase, la construcción de la onda.

19. El método de la reivindicación 18, caracterizado porque los datos sísmicos comprenden los datos de presión y/o datos de movimiento de las partículas.

20. El método de la reivindicación 18, en el que el acto de la construcción se realiza en el dominio de la frecuencia o en el dominio del tiempo.

21. El método de la reivindicación 18, que comprende además: remolcar al menos un captador para adquirir los datos sísmicos.