MX2011009600A

MX2011009600A - Determinacion de categorias teoricas.

Info

Publication number: MX2011009600A
Application number: MX2011009600A
Authority: MX
Inventors: Robert Laws
Original assignee: Geco Technology Bv
Priority date: 2009-03-18
Filing date: 2010-02-15
Publication date: 2012-01-19
Also published as: GB2468681A; GB2468681B; WO2010106405A3; CA2755476A1; WO2010106405A2; GB0904618D0; US20120072115A1; EP2409178A2

Abstract

Se describe un método para determinar la categoría de una serie de fuentes sísmicas que comprende determinar de una categoría teórica de por lo menos una fuente de una serie de fuentes sísmicas n las medidas del campo de onda emitido de la serie hechas en las localizaciones independientes 2n y de las posiciones relativas de las fuentes de la serie y de las localizaciones independientes 2n. La categoría teórica de una fuente puede determinarse de la diferencia (o de cierta otra función) de las medidas del campo de onda emitidas hechas por los dos sensores asociados a esa fuente.

Description

DETERMINACION DE CATEGORIAS TEORICAS Campo de la Invención La presente invención se refiere a la prospección sísmica. Particularmente, se refiere a la determinación de las categorías teóricas de fuentes sísmicas en una serie de fuentes sísmicas.

Antecedentes de la Invención El principio general de prospección sísmica es que una o más energías sísmicas están hechas para emitir energía sísmica de modo que se propague de forma descendente a través de la tierra. La energía sísmica de propagación descendente se refleja por una o más estructuras geológicas dentro de la tierra que actúan como reflectores parciales de la energía sísmica. La energía sísmica reflejada se detecta por uno o más sensores (designados generalmente como "receptores"). Es posible obtener información sobre la estructura geológica de la tierra de la energía sísmica que experimenta reflexión dentro de la tierra y se adquiere posteriormente en los receptores.

Un relevamiento sísmico común utiliza una serie de fuentes qué contiene dos o más fuentes sísmicas. Cuando una serie de fuentes se acciona para emitir energía sísmica ésta emite, energía sísmica durante un periodo de tiempo definido. La energía sísmica emitida desde una serie de fuentes sísmicas no está en una sola frecuencia pero contiene componentes sobre un intervalo de frecuencias. La amplitud de la energía sísmica emitida no es constante sobre el intervalo de la frecuencia emitida, sino es dependiente de la frecuencia. El campo de onda sísmica emitido por una serie de fuentes sísmicas se conoce como "categoría" de la serie de fuentes. Cuando se procesan los datos sísmicos, el conocimiento de la categoría de la serie de fuentes sísmicas usada es deseable, ya que esta permite una identificación más exacta de los eventos en los datos sísmicos que se originan de las estructuras geológicas dentro de la tierra. En términos matemáticos simples, el campo de onda sísmica adquirido en un receptor representa el efecto de aplicar un modelo que representa la estructura de la tierra en el campo de onda sísmica emitido por la serie de fuentes; cuanto más exacto es el conocimiento de la categoría de la serie de fuentes, el modelo de tierra puede recuperarse más exactamente de los datos sísmicos adquiridos.

Se ha sugerido que uno o más sensores pueden colocarse cerca de una fuente sísmica, para registrar la categoría de la fuente. Colocando los sensores cerca de la fuente sísmica el campo de onda adquirido por los sensores deberá ser de una medida confiable del campo de onda de la fuente emitida. El sistema Trisor/CMS de WesternGeco proporciona estimaciones del campo de onda de la fuente desde las medidas con hidrófonos cerca del campo cerca de cada una de las fuentes sísmicas que componen la serie de fuentes en exámenes sísmicos marinos.

La figura 1(a) es una vista en perspectiva esquemática de una serie de fuentes sísmicas marinas que tiene 18 posiciones del cañón de aire ?^,.??ß (para mayor claridad, no todas las posiciones de un cañón están etiquetadas). En uso, un cañón de aire o un grupo de dos o más pistolas de aire está colocada en cada posición del cañón de aire - la figura 1(a) muestra, para ilustración, un solo cañón de aire 1 en cada una de las localizaciones del cañón de aire A2 a A6, A8 a Ai2 y de Ai4 a Ai8 y un grupo de 2 de tres pistolas de aire en las posiciones AL A7 y A13. Un sensor cerca del campo está situado cerca de cada posición del cañón de aire para registrar el campo de onda emitido - en este ejemplo un hidrófono Hi... H6 está situado sobre cada una de las posiciones del cañón de aire A|... A6 según se muestra en la figura 1 (b), la cual es una vista lateral de una sub-serie de la serie de fuentes de la figura 1(a).

La figura 1(a) ilustra otra característica de series de fuente sísmicas, la cuales frecuentemente comprenden dos o más sub-series. La serie de fuentes mostrada en la figura 1(a) comprende tres sub-series idénticas, con las posiciones del cañón de aire A-¡ a A6 que constituyen una sub-serie, las posiciones del cañón de aire A7 a A12 constituyen una segunda sub-serie y las posiciones del cañón de aire A13_ a A18 constituyen una tercera sub-serie. Las fuentes de una sub-serie se suspenden desde un flotador superficial respectivo F1, F2, F3. Cada sub-serie se remolca desde un barco sísmico usando un cable de arma de alta presión (no mostrado), que suministra a la sub-serie con aire de alta presión para las pistolas de aire. El cable de arma puede también tener fibras ópticas y líneas eléctricas para la electrónica en el océano en la serie de fuentes.

La categoría de una serie de fuentes sísmica generalmente es direccional, aunque las fuentes individuales pueden comportarse como "fuentes de punto" que emiten un campo de onda que es esféricamente simétrico. Ésta es una consecuencia generalmente de la serie de fuentes sísmicas que tiene dimensiones que son comparables a la longitud de onda del sonido generado por la serie.

La categoría de una serie de fuentes sísmicas adicionalmente varía con la distancia de la serie. Esto se describe con referencia a la figura 2. Una serie de fuentes 3, en este ejemplo una serie de fuentes marinas colocada a una escasa profundidad debajo de una superficie de agua 4, emite energía sísmica denotada como flechas 5. En la figura 2 una región 6 "cerca del campo" se muestra delimitada por un delimitador 7 con una región 8 del "campo lejano" en el otro lado del delimitador. En la región de campo cercano 6 la forma de la categoría de campo cercano de la serie de fuentes sísmicas varía con la distancia de la serie. En el delimitador teórico 7, sin embargo, la categoría de la serie puede asumir una forma estable. En la región en el campo lejano 8, la categoría en el campo lejano de la serie mantiene una forma constante, y la amplitud de la categoría disminuye a un índice que es inversamente proporcional a la distancia de la serie de fuentes. El delimitador teórico 7 que separa la región del campo cercano 6 desde la región del campo lejano 8 está situado en una distancia de la serie de fuentes proporcionada aproximadamente por D2 , donde D es la dimensión de la serie y ? es la longitud de onda.

En el procesamiento de datos geofísicos, el conocimiento de la categoría en campo lejano de la serie de fuentes es deseable, ya que la mayoría de las características geológicas de interés están situadas en la región en campo lejano 8. Sin embargo, la medición directa de la categoría en campo lejano de la serie es difícil, debido a la necesidad de asegurar que no se reciba ninguna energía reflejada durante la medición de la categoría en campo lejano.

La categoría de campo cercano de una fuente sísmica individual puede en principio medirse, por ejemplo en pruebas de laboratorio o en experimentos de campo. Sin embargo, el conocimiento de las categorías de la fuente de fuentes sísmicas individuales no es suficiente para permitir a la categoría en campo lejano de una serie de fuentes determinarse, ya que las fuentes de una serie no se comportan de forma independiente entre sí.

Las interacciones entre las fuentes individuales de una serie de fuentes sísmicas fueron consideradas en la Patente Estadounidense No. 4,476,553 (EP 0 066 423). El análisis está considerado específicamente en cañones de aire, los cuales son la fuente sísmica más común usada en prospección marina, aunque los principios se aplican a todas las fuentes sísmicas marinas. Un cañón de aire tiene una cámara que, en uso, se carga con aire en una alta presión y después se abre. El aire de escape genera una burbuja que se expande rápidamente y después oscila en tamaño, con la burbuja oscilante actuando como generador de una onda sísmica. En el modelo de operación de un solo cañón de aire se asume que la presión hídrostática del agua que rodea la burbuja es constante, y esto es algo razonable ya que el movimiento de la burbuja hacia la superficie del agua es muy lento. Sin embargo, si un segundo cañón de aire se descarga en la proximidad de un primer cañón de aire, no puede asumirse más que la presión que rodea la burbuja generada por el primer cañón de aire que es constante ya que la burbuja generada por el primer cañón de aire experimentará una onda sísmica generada por el segundo cañón de aire (y viceversa).

La Patente Estadounidense No. 4,476,553 propuso que, en el caso de la serie de fuentes sísmica que contiene dos o más fuentes sísmicas, cada fuente sísmica podría representarse por una categoría teórica del campo cercano. En el ejemplo anterior de una serie de dos cañones de aire, las variaciones de presión causadas por el segundo cañón de aire se absorbe en la categoría teórica del primer cañón de aire, y viceversa, y los dos cañones de aire pueden representarse como dos cañones de aire independientes que tienen sus categorías teóricas respectivas. La categoría del campo lejano de la serie después puede encontrarse, en cualquier punto deseado, desde las categorías teóricas de los dos cañones de aire.

De modo general, la Patente Estadounidense No. 4,476,553, cuyo contenido está incorporado en la presente por referencia para todos los propósitos, describe un método para calcular las categorías teóricas respectivas para las fuentes sísmicas individuales en una serie, de fuentes n, de las medidas del campo de onda del campo cercano hechas en las localizaciones independientes n. Cuando se aplica a la serie de fuentes de la figura 1, por ejemplo, las medidas del campo de onda del campo cercano en cada una de las localizaciones del hidrófono 18 permitirían las categorías teóricas para las fuentes/grupos 18 situados en las posiciones del cañón de aire A a A18 que se determinarán. Las entradas requeridas para el método de la Patente Estadounidense No. 4,476,553 son: medidas del campo de onda del campo cercano en las localizaciones independientes n; sensibilidades de los sensores del campo cercano n usadas para obtener las medidas del campo de onda del campo cercano; y las posiciones (relativas) de las fuentes n y de los sensores del campo cercano n.

Para la serie de fuentes simples que contiene dos fuentes sísmicas 9, 10 mostradas en la figura 3, las categorías teóricas para las dos fuentes pueden calcularse de acuerdo al método de la Patente Estadounidense No. 4,476,553 de las medidas hechas por los sensores 11, 12 en las dos localización independientes desde las distancias, a^, a12 entre la localización del primer sensor de medición de campo cercano 12 y las fuentes sísmicas 9, 10 de las distancias a2i , a22 entre la localización del segundo sensor de campo cercano 11 y las fuentes sísmicas 9, 10, y de las sensibilidades de los dos sensores de campo cercano. (En algunas series de fuente los sensores de campo cercano se montan rígidamente con respecto a sus fuentes respectivas, de modo que las distancias a y a22 son conocidas.) Una vez que se han calculado las categorías teóricas, pueden utilizarse para determinar la categoría de la serie de fuentes en una tercera localización 12, a condición de que las distancias a31, a32 entre la tercera localización y las fuentes sísmicas 9, 10 sean conocidas.

La determinación de una fuente teórica de acuerdo al método de la Patente Estadounidense No. 4,476,553 ignora el efecto de cualquier componente del campo de onda reflejado del lecho marino y por lo tanto, se limita a la aplicación en sismografía de agua profunda. El método de la Patente Estadounidense No. 4,476,553 se ha extendido en la Patente GB No. 2 433 594 para utilizar "fuentes virtuales" para tomar en cuenta las reflexiones en la superficie marina o en el fondo del mar.

Breve Descripción de la Invención La presente invención proporciona un método para determinar la categoría de una serie de fuentes sísmicas, el método comprende: determinar una categoría teórica por lo menos de una fuente de una serie de fuentes sísmicas n de medidas del campo de onda emitido de la serie hecha en las localizaciones independientes 2n y de las posiciones relativas de las fuentes de la serie y de las localizaciones independientes 2n. La categoría teórica de una fuente puede determinarse de la diferencia (o de alguna otra función) de las medidas del campo de onda emitido hechas por los dos sensores asociados con esa fuente.

Midiendo el campo de onda emitido de las fuentes de la serie usando dos sensores (colocados en diferentes posiciones entre sí), más que usando un sensor como en el método de la Patente Estadounidense No. 4,476,553, la determinación de la categoría de la fuente llega a ser mucho menos sensible a errores en las posiciones de los elementos de la serie.

El método puede comprender adicionalmente accionar la serie de fuentes sísmicas n; y hacer las medidas del campo de onda emitido en las localizaciones i ndepen.dientes 2n.

La serie de fuentes puede comprender sensores 2n, dos de los sensores respectivos que están asociados con cada fuente, y hacer medidas del campo de onda emitido en las localizaciones independientes 2n puede comprender la medición de un campo de presión emitida usando los sensores 2n.

Los dos sensores asociados con una fuente pueden estar a diferentes distancias de la fuente entre sí. Pueden estar colocados en la región del campo cercano de la fuente.

El método puede comprender determinar las categorías teóricas respectivas para cada una de las fuentes n.

Las categorías teóricas respectivas para cada una de las fuentes n pueden determinarse de acuerdo a las siguientes ecuaciones simultáneas n o ecuaciones equivalentes de las mismas: S(i,t)=Lii*{[N1(i,t-r1ii/c)-SiIijS[j,t-r-1ij/c]/r1ij]-[N2(i,t-r2i¡/c)-S,,jS(j,t-r2-ij/c)/r2ij]} o de acuerdo a las siguientes ecuaciones simultáneas n o ecuaciones equivalente de las mismas: S(i,t) = Lii*{[N1(i,t-rii/c)-N2(i,t-rii/c)-SiifiS(j>t-rij/c)/Lij} (Las referencias para determinar las categorías teóricas de acuerdo a las ecuaciones especificadas también son pensadas para incluir la determinación de las categorías teóricas por una solución numérica aproximada de la ecuación especificada.) Otras características preferidas de la invención se establecen en las otras reivindicaciones dependientes.

Otros aspectos de la invención proporcionan una serie de fuentes sísmicas complementarias, una distribución de relevamiento sísmico y un medio legible por computadora.

Breve Descripción de los Dibujos Las modalidades preferidas de la presente invención serán descritas a modo de ejemplo ilustrativo, con referencia a las figuras anexas en donde: La figura 1(a) es una vista esquemática de una serie de fuentes sísmicas marina que tiene tres sub-series; La figura 1(b) es una vista lateral de una sub-serie de la serie de fuentes sísmicas marinas de la figura 1(a); La figura 2 ilustra la propagación de una categoría de una serie de fuentes sísmicas; La figura 3 ilustra la determinación de una categoría teórica para una serie de fuentes sísmicas; La figura 4 muestra la relación rij/Lij para una serie de fuentes sísmicas marinas comunes; La figura 5 muestra una estimación de la categoría en campo lejano obtenida por un método anterior; La figura 6 muestra una estimación de la categoría en campo lejano obtenida por un método de la invención; La figura 7 muestra el efecto de errores posicionales en una estimación de la categoría en campo lejano obtenida por un método anterior; La figura 8 muestra el efecto de errores posicionales en una estimación de la categoría en campo lejano obtenida por un método de la invención; La figura 9 es un diagrama de flujo del esquema de bloque que muestra las etapas principales de un método de acuerdo a una modalidad de la presente invención; La figura 10 es un diagrama esquemático de una serie de fuentes sísmicas de acuerdo a una modalidad de la presente invención; y La figura 11 es un diagrama de bloque esquemático de un aparato de la presente invención.

En las figuras anexas, los componentes y/o características similares pueden tener la misma etiqueta de referencia. Además, varios componentes del mismo tipo pueden distinguirse siguiendo la etiqueta de referencia por una línea y una segunda etiqueta que se distinga entre los componentes similares. Si únicamente la primera etiqueta de referencia se utiliza en la especificación, la descripción es aplicable a los componentes similares que tienen la misma primera etiqueta de referencia independientemente de la segunda etiqueta de referencia.

Descripción Detallada de la Invención La descripción resultante proporciona modalidades ejemplares preferidas únicamente, y no se desea limitar el alcance, aplicabilidad o configuración de la invención. Más bien, la descripción resultante de las modalidades ejemplares preferidas proveerá a los expertos en la técnica de una descripción que facilita la implementación de una modalidad ejemplar preferida de la invención. Será entendido que varios cambios pueden realizarse en función y arreglo de elementos sin salirse del alcance de la invención según lo establecido en las reivindicaciones anexas.

Los detalles específicos se proporcionan en la siguiente descripción para proporcionar una comprensión completa de las modalidades. Sin embargo, deberá entenderse por un experto en la técnica que las modalidades pueden practicarse sin estos detalles específicos. Por ejemplo, los circuitos pueden mostrarse en diagramas de bloque para no confundir las modalidades en detalle innecesariamente. En otros casos, los circuitos, procesos, algoritmos, estructuras, y técnicas bien conocidos pueden demostrarse sin detalle innecesario para evitar confundir las modalidades.

También, se observa que las modalidades pueden describirse como un proceso que se representa como un organigrama, un diagrama de flujo, un diagrama de flujo dé datos, un diagrama estructural, o un diagrama de bloque. Aunque un diagrama de flujo pueda describir las operaciones cómo un proceso secuencial, muchas de las operaciones pueden realizarse paralela o concurrentemente. Además, el orden de las operaciones puede cambiarse. Un proceso se termina cuando sus operaciones se completan, pero podría tener etapas adicionales no incluidas en la figura. Un proceso puede corresponder a un método, función, procedimiento, subrutina, subprograma, etc. Cuando un proceso corresponde a una función, su terminación corresponde a un regreso a la función de la función solicitada o función principal.

Por otra parte, según lo descrito en la presente, el término "medio de almacenamiento" puede representar uno o más dispositivos para almacenamiento de datos, que incluye memoria únicamente para leer (ROM), memoria de acceso aleatorio, (RAM) magnética RAM, memoria central, medios de almacenamiento de disco magnético, medios de almacenamiento óptico, dispositivos de memoria Flash y/u otros medios legibles por computadora para almacenamiento de información. El término "medio legible por computadora" incluye, pero no se limita a los dispositivos de almacenamiento fijos o portátiles, dispositivos de almacenamiento ópticos, canales inalámbricos y otros medios capaces de almacenar, contener o llevar instrucciones y/o datos.

Además, las modalidades pueden implementarse por hardware, software, memoria fija, soporte intermedio, micro-código, lenguajes de descripción de hardware, o cualquier combinación de los mismos. Cuando se implementan en software, memoria fija, soporte intermedio o micro-código, el código del programa o segmentos del código realiza las tareas necesarias que pueden almacenarse en un medio legible de la máquina tal como medio de almacenamiento. Un procesador puede realizar las tareas necesarias. Un segmento de código o instrucciones ejecutables por computadora puede representar un procedimiento, función, subprograma, programa, rutina, subrutina, módulo, paquete software, clase, o cualquier combinación de instrucciones, estructuras de datos, o declaraciones de programa. Un segmento de código puede acoplarse a otro segmento de código o a un circuito hardware pasando y/o recibiendo la información, datos, argumentos, parámetros, o contenidos de memoria. La información, argumentos, parámetros, datos, etc. pueden pasarse, remitirse, o transmitirse vía cualquier medio conveniente que incluye compartir memoria, trasmisión de mensaje, trasmisión de señales, trasmisión de red, etc.

El método de la Patente Estadounidense No. 4,476,553 determina las categorías teóricas de las fuentes de una serie solucionando la ecuación: S (i,t)=rii*[N(i,t-rii/c)-Si?jS(j,t-rij/c)/rij] (1) donde S(i,t) es la "categoría de fuente teórica" de la fuente i a tiempo t, N (i,t) es la medición de campo cercano de la fuente cerca del sensor (hidrófono) i a tiempo t, rij es la distancia del hidrófono i a la fuente j, y c es la velocidad del sonido en el medio que rodea a la serie de fuentes. (Estrictamente, la ecuación (1) define un conjunto de ecuaciones simultáneas n, una para cada fuente.) La ecuación se soluciona recurrentemente en tiempo; los términos en S a la derecha son necesarios únicamente antes de que el tiempo actual sea computado.

Los términos sumados restados a la derecha en la ecuación (1) se conocen como los "términos de interacción". La ecuación (1) lleva la medición del hidrófono más cerca al cañón, resta de este la presión que ha recibido de todos los otros cañones de modo que el hidrófono solo escuche efectivamente al cañón más cerca de él. La dificultad con este método es que los términos de interacción que se restan son de un tamaño similar al término de medición N, de modo que el resultado es propenso a error en los términos de interacción o la medición N puede conducir a grandes errores en la categoría de fuente teórica determinada.

En la presente invención, dos hidrófonos (u otros sensores) se proporcionan para cada fuente de la serie, de modo que una serie de fuentes de las fuentes n contendrán sensores 2n para medir el campo de presión emitido, dos sensores asociados con cada una de las fuentes. Los dos sensores asociados con una fuente de la serie se colocan en dos distancias diferentes desde la fuente pero ambos están cerca de la fuente (y generalmente están en la región "cerca del campo" mostrada en la figura 2). Usando la diferencia entre las medidas hechas por los dos hidrófonos asociados con una fuente (o tal vez usando otra función basada en las medidas hechas por los dos hidrófonos), una ecuación de "hidrófono dual" proporciona la categoría teórica S(i,t) de la fuente ith en términos de las medidas hechas por los dos hidrófonos pueden derivarse de acuerdo a la siguiente ecuación, o ecuaciones equivalentes de las mismas: S(i,t) = Lii*{[N1(i,t-r1ii/c)-S¡?jS(j,t-r1ij/c)/r1ij]-[N2(i,t-r2ii/c)-S¡?iS(j,t-r2ij/c)/r2ij]> (2) donde Lii = 1/(1/riii-1/r2ii) (3) En la ecuación (2), N1(i,t) y N2(i,t) son las medidas hechas por los dos hidrófonos asociados con la fuente ith, y r-1ij[r2ij] es la distancia del hidrófono número 1 [número 2] en la posición del cañón i a la burbuja en la posición del cañón j. Otros términos tienen el mismo significado que en la ecuación (1).

La ecuación (2) puede simplificarse haciendo la aproximación (riii-r2Ü)/c<<1/fmax (para todo i) (4) Donde fmax es la frecuencia máxima emitida por las fuentes de la serie. Es decir, se asume que la separación de los pares de hidrófono es pequeña comparada con la longitud de onda más corta de interés. Esto es una aproximación muy buena para un relevamiento común.

Con la aproximación de la ecuación (4), la ecuación (2) se puede reescribir como: S(i,t)=Lii*{[N1(i,t-rii/c)-N2(i,t-rii/c)-S¡*jS(j,t-rij/c)/Lij} (5) la ecuación (5) es muy similar a la ecuación (1), excepto que utiliza la diferencia entre las dos medidas de campo cercano en lugar de la medida sola de (1) y también esta utiliza L en vez de r.

Si los dos hidrófonos de campo cercano se colocan cerca de la fuente pero no en distancias iguales desde la fuente (por ejemplo en 1.2 y 1.4 metros desde la fuente) entonces (Ni-N2) en la ecuación (5) es del mismo orden que N en la ecuación (1). Sin embargo, el término Lij que aparece en la ecuación (5) es mucho más grande que rij (para i?j). Esto se ilustra en la figura 4, que muestra la relación de rij/Lij por cañón en las distancias del hidrófono en una serie sísmica oceánica común. Para cada cañón de aire de la fuente, los dos hidrófonos de campo cercano para esa fuente están a 1.2 m y 1.6 m del cañón de aire. Puede considerarse que la relación rii/Lij es significativamente menor de 1 (es decir Lij es mayor que rij) a excepción de los dos puntos en el lado superior izquierdo de la figura 4. Éstos son los "términos directos" que representan la señal directa de cada cañón a sus propios pares de hidrófonos, es decir el caso i=j.

Puede considerarse que los puntos restantes en la figura 4 se ubican en dos curvas. Una curva, etiquetada "a", corresponde a las interacciones, es decir se relaciona con las distancias entre una fuente de la serie y los hidrófonos asociados con una fuente de la serie diferente. La otra curva, etiquetada "b", corresponde a las señales de fantasma, es decir se refiere a las distancias entre una fuente de la serie y los hidrófonos asociados con una fuente de la serie diferente vía la reflexión en la superficie oceánica.

El hecho de que Lij sea mayor que rij (a excepción de los términos directos) significa que los términos de interacción en la ecuación (5) son mucho menos significativos que los que están en la ecuación (1), y el método de la invención es por lo tanto menos sensible a errores en los términos de interacción. (La señal directa no aparece en los términos de interacción de (5)). Particularmente, el método de la invención es menos sensible a errores en las posiciones de los hidrófonos de campo cercano con relación a las fuentes.

Las figuras 5 y 6 muestran cómo el método de la Patente Estadounidense No. 4,476,553 y el método de la presente invención se realizan en ausencia de errores posicionales, es decir, cuando las posiciones de los sensores de campo cercano y las fuentes se conocen exactamente. La figura 5 muestra la categoría en campo lejano verdadera para una serie de fuentes como señal "a", la categoría según lo estimado por el método de la Patente Estadounidense No. 4,476,553 como señal "b", y el error como señal "c", y la figura 6 es similar excepto que la señal "b" muestra la categoría según lo estimado por el método de US 4476553. Las figuras 5 y 6 se relacionan con una serie de fuentes que tiene 18 cañones de aire, colocados en una profundidad de 7.5 metros debajo de la superficie del mar, y muestran la categoría como una función de la frecuencia (esto fue estimado por una serie de fuentes con 3 sub-series de 6 fuentes cada una, como en la figura 1). Como puede verse, ambos métodos se realizan adecuadamente cuando no existen errores posicionales y la señal "b" en cada una de las figuras es una buena equivalencia a la categoría verdadera de la señal "a".

Las figuras 7 y 8 ilustran la sensibilidad de los dos métodos con los errores posicionales. La figura 7 ilustra la variación en la categoría del campo lejano estimada por el método de la Patente Estadunidense No. 4,476,553 como un resultado de los errores posicionales horizontales en los sub-series de la fuente. Cada señal en la figura 7 muestra el error entre (1) la categoría del campo lejano según lo calculado por un conjunto de posiciones de los sensores y de las fuentes que es diferente de la posición prevista, y (2) la categoría del campo lejano según lo estimado de acuerdo al método de la Patente Estadunidense No. 4,476,553 en el supuesto de que cada fuente y cada hidrófono están en su posición prevista (la línea de error cero también se traza en la figura 7, como una guía). La desviación estándar de la posición es de 1 m en línea y 1 m en la línea de cruce. La figura 8 corresponde a la figura 7, pero muestra el error entre (1) la categoría del campo lejano según lo calculado para un conjunto de posiciones de los sensores y fuentes que es diferente de la posición prevista, y (2) la categoría de campo lejano según lo estimado de acuerdo a un método de la presente invención respecto en el supuesto que cada fuente y cada hidrófono está en su posición prevista. La comparación de las figuras 7 y 8 muestra que, en las frecuencias debajo de 50 Hz, el método de la invención es mucho menos sensible a los errores posicionales que el método anterior.

La figura 9 es un diagrama de flujo de bloque de un método de acuerdo a una modalidad de la invención. Una serie de fuentes sísmicas conveniente para uso en este método se describe en la figura 10.

Inicialmente en la etapa 1, una serie de fuentes sísmicas n se acciona para emitir energía sísmica. Será asumido en la descripción anterior que todas las fuentes n de la serie se accionan para emitir energía sísmica, pero la invención no se limita a esto y no se desea excluir la aplicación de la invención para conocer que los métodos en los cuales únicamente se seleccionaron las fuentes de una serie de fuentes se accionan por ejemplo para proporcionar un centro de tiro deseado.

En la etapa 2, el campo de onda emitido de la serie de fuentes se mide en las localizaciones independientes 2n, cuyas posiciones (o posiciones previstas por lo menos) con relación a las posiciones de las fuentes de la serie se conocen. Preferiblemente, dos de las localizaciones 2n están cerca entre sí de las fuentes de la serie.

Opcionalmente, los datos sísmicos pueden también adquirirse en la etapa 2a, después del accionamiento de la serie de fuentes, en uno o más receptores sísmicos.

En la etapa 3, una categoría teórica se estima por lo menos de una de las fuentes de la serie de fuentes, y una categoría teórica se estima preferiblemente para cada fuente de la serie de fuentes. (Si únicamente las fuentes seleccionadas de la serie de fuentes se accionaron en la etapa 1, es posible estimar categorías teóricas únicamente para las fuentes que fueron accionadas.) Las categorías teóricas se estiman desde las medidas 2n del campo de onda emitido hecho en la etapa 2, y del conocimiento de las localizaciones en donde las medidas fueron hechas con relación a las localizaciones de las fuentes.

Preferiblemente, en la etapa 3 una categoría teórica se estima para cada fuente de la serie de fuentes usando la ecuación (2) o ecuación (5).

La categoría de la serie de fuentes después puede estimarse en la etapa 4, sobreponiendo las categorías teóricas estimadas en la etapa 3 para cada fuente de la serie.

La categoría de la fuente estimada en la etapa 4 después puede utilizarse en el procesamiento de datos sísmicos adquiridos usando la serie de fuentes, particularmente en procesar cualquier dato sísmico adquirido en la etapa 2a. Esto se muestra esquemáticamente como etapa 5, que consiste en el procesamiento de datos sísmicos para obtener la información sobre por lo menos un parámetro del interior de tierra. Según lo explicado anteriormente, cuanto más exacto es el conocimiento de la categoría de la categoría de la serie de fuentes permite que, la información sobre el interior de tierra pueda recuperarse más exactamente de los datos sísmicos adquiridos, y por lo tanto la categoría de la fuente estimada en la etapa 4 se considera preferiblemente durante el procesamiento de la etapa 5.

La etapa 5 puede consistir en aplicar una o más etapas de procesamiento en los datos sísmicos. La naturaleza del proceso de la etapa 5, no se relaciona con el concepto principal de la invención, y por lo tanto no será descrita adicionalmente.

La figura 10 es una vista lateral de una distribución del relevamiento sísmico que incluye una serie de fuentes sísmicas de acuerdo a una modalidad de la presente invención. La figura 10 muestra una serie de fuentes sísmicas marina, pero la invención en principio no se limita a series de fuentes sísmicas marinas.

La figura 10 ilustra una distribución de relevamiento sísmico conocida como relevamiento sísmico marino remolcado. Una serie de fuentes sísmicas 14, que contiene las fuentes sísmicas n 15, 15', se remolca por un barco de relevamiento 13. Únicamente se muestras dos fuentes en la serie de fuentes de la figura 10 pero la serie de fuentes puede tener más de dos fuentes. En el caso de una serie de fuentes sísmicas marinas pueden ser cañones de aire, pero la invención no se limita a los cañones de aire como las fuentes.

La serie de fuentes adicionalmente comprende sensores de campo cercano, por ejemplo hidrófonos de campo cercano (NFH), proporcionados para medir las categorías de campo cercano de las fuentes de la serie. De acuerdo a la presente invención, un par de sensores respectivos se asocia a cada fuente, por ejemplo se proporciona en la región de campo cercano de cada fuente de la serie 14, de modo que dos sensores de campo cercano 16a, 16b se proporcionan en la región de campo cercano de la fuente 15, dos sensores de campo cercano 16a", 16b' se proporcionan en la región de campo cercano de la fuente 15', y así sucesivamente dando un total de sensores de campo cercano 2n. Los sensores de campo cercano 16a, 16b asociados con una fuente se colocan cerca de la fuente para estar en la región de campo cercano 6 de la figura 2. En el caso de una fuente de cañón de aire, sin embargo, los sensores de campo cercano no deberán colocarse tan cercanos al cañón de aire ya que es probable que sean envueltos por la burbuja emitida por el cañón de aire, y éste requiere normalmente que los sensores de campo cercano no estén más cerca de 1 m del cañón de aire. En la series de fuentes comunes, los sensores de campo cercano pueden estar entre 1 m y 2 m lejos de la fuente asociada.

Los dos sensores de campo cercano 16a, 16b asociados preferiblemente con una fuente se colocan a diferentes distancias de la fuente, simplemente a modo de ejemplo un sensor de campo cercano pueden estar a 1.2 metros de la fuente y el otro puede estar a 1.6 metros de la fuente, según las simulaciones descritas anteriormente.

Los sensores de campo cercano pueden montarse en la serie de fuentes en cualquier manera conveniente, por ejemplo en una manera similar a los hidrófonos en la serie de fuentes de la figura 1(b). Los detalles del montaje se omiten de la figura 10 por claridad. Preferiblemente los sensores del campo cercano se montan en la serie de fuentes de modo que la posición del sensor del campo cercano está fija o sustancialmente fija con relación a la posición de la fuente asociada.

La distribución del relevamiento sísmico de la figura 10 incluye adicionalmente uno o más cables receptores 17, con una pluralidad de receptores sísmicos 18 montados en o en cada cable receptor 17. La figura 10 muestra los cables receptores según lo remolcado por el mismo barco de relevamiento 13 como la serie de fuentes 14 vía una distribución de frente-extremo conveniente 20, pero en principio un segundo barco de relevamiento podría utilizarse para remolcar los cables receptores 17. Se desea que los cables receptores sean remolcados a través del agua algunos metros debajo de la superficie de agua, y se conocen frecuentemente como "cables marinos sísmicos". Un cable marino sísmico puede tener una longitud de hasta 5 km o mayor, con los receptores 18 que están colocados cada pocos metros a lo largo de un cable marino. Una separación lateral común (o separación de la "línea de cruce") entre los cables marinos próximos en un relevamiento marino remolcado común está en el orden de los 100 m.

Uno o más sistemas de determinación de posición (no mostrados) pueden también proporcionarse en la serie de fuentes para proporcionar la información sobre la posición de la serie de fuentes.

Cuando una o más fuentes de la serie de fuentes se acciona, emiten energía sísmica al agua, y se propaga hacia abajo en el interior de la tierra hasta que experimenta la reflexión (parcial) por una cierta característica geológica 19 dentro de la tierra. La energía sísmica reflejada se detecta por uno o más de los receptores 18. Como se describe anteriormente con referencia a la etapa 4 de la figura 9, los datos sísmicos adquiridos por los receptores 18 pueden procesarse para obtener información sobre la estructura geológica del interior de la tierra, por ejemplo para permitir la localización y/o caracterización de los depósitos de aceite o gas.

Una descripción detallada de los cables marinos 17 no es relevante a la presente invención, y no serán proporcionados en la presente. Cuando una serie de fuentes de la presente invención se utiliza en un relevamiento marino remolcado, cualquier cable marino comercialmente disponible puede utilizarse con la serie de fuentes.

La invención se ha descrito con referencia a una serie de fuentes marinas usada en un relevamiento marino remolcado. La invención sin embargo no se limita al mismo, y puede en principio aplicarse a cualquier serie de fuentes sísmicas. Además, aunque la invención se haya descrito con referencia a una serie de fuentes que tiene cañones de aire como fuentes e hidrófonos como los sensores de campo cercano, la invención no está limitada también a esta distribución/estructura.

La invención también se ha descrito con referencia a una serie de fuentes "picos afinados" en donde se desea que todas las fuentes de la serie sean accionadas al mismo tiempo en la etapa 1 de la figura 9. La invención no se limita a esto sin embargo, puede aplicarse a la serie de fuentes en donde las fuentes se accionan en un corto tiempo (por ejemplo para obtener una "dirección por haz de luz"), a condición de que el patrón de tiro resultante todavía resulte en señales traslapadas en las posiciones del sensor de campo cercano.

La figura 11 es un bloque de diagrama esquemático de un aparato programable 20 de acuerdo a la presente invención. El aparato comprende un procesador de datos programable 21 con una memoria de programa 22, por ejemplo en forma de una memoria de solo lectura (ROM), almacenando un programa para controlar el procesador de datos 21 para realizar cualquiera de los métodos de procesamiento descritos anteriormente. El aparato además comprende la memoria de lectura/escritura no volátil 23 para almacenar, por ejemplo, cualquier dato que deba ser conservado en ausencia de una fuente de alimentación. Un "trabajo" o memoria de circuito cerrado para el procesador de datos se proporciona por una memoria de acceso aleatorio 24 (RAM). Un interfaz de entrada 25 se proporciona, por ejemplo para recibir comandos y datos. Un interfaz de salida 26 se proporciona, por ejemplo para enviar o desplegar información con relación al progreso y resultado del método. Los datos de los sensores de campo cercano para el procesamiento pueden suministrarse vía el interfaz de entrada 25, o pueden recuperarse alternativamente desde un almacén de datos legibles por máquina 27.

El aparato puede adaptarse adicionalmente para procesar los datos sísmicos adquiridos, usado las categorías teóricas determinadas. En tal caso, los datos de los receptores para el procesamiento pueden suministrarse vía el interfaz de entrada 25, o pueden recuperarse alternativamente del almacén de datos legible por máquina 27.

El programa para operar el sistema y para realizar un método según lo descrito anteriormente en la presente se almacena en la memoria del programa 22, el cual puede incorporarse como una memoria semiconductora, por ejemplo del tipo ROM bien conocido. Sin embargo, el programa puede almacenarse en cualquier otro medio de almacenamiento conveniente, tal como portador de datos magnéticos 22a, tal como una "unidad A" o CD-ROM 22b.

El aparato 20 puede por ejemplo, proporcionarse en el barco de reievamiento 13 remolcando la serie de fuentes de modo que por lo menos algún procesamiento de los datos de los sensores de campo cercano y/o de los datos sísmicos adquiridos por los receptores en los cables receptores 17 pueden realizarse en el barco de reievamiento. Alternativamente, el aparato 20 puede ser un centro de procesamiento remoto, al cual los datos sísmicos y/o sensores de campo cercano adquiridos por los receptores en los cables receptores 17 se transmiten.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para determinar la categoría de una serie de fuentes, que comprende: determinar una categoría teórica de por lo menos una fuente de una serie de fuentes n de las medidas del campo de onda emitidas de la serie hechas en las localizaciones independientes 2n y de las localizaciones relativas de las fuentes de la serie y de las localizaciones independientes 2n; y procesar datos sísmicos adquiridos después del accionamiento de la serie de fuentes para obtener información sobre uno o más parámetros del interior de la tierra; en donde el procesamiento de los datos sísmicos adquiridos comprende tomar la categoría teórica determinada por lo menos de una fuente de la serie en consideración.

2. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde la etapa para determinar una categoría teórica por lo menos de una fuente de la serie de fuentes n de las medidas del campo de onda emitidas de la serie hechas en las localizaciones independientes 2n comprende: accionar la serie de fuentes sísmicas n; y hacer medidas del campo de onda emitidas en las localizaciones independientes 2n.

3. Un método de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2, en donde la serie de fuentes comprende los sensores 2n, dos de los sensores respectivos están asociados con cada fuente, y en donde hacer medidas del campo de onda emitidas en las localizaciones independientes 2n comprende la medición de un campo de presión emitido usando a los sensores 2n.

4. Un método de acuerdo con la reivindicación 3, en donde los dos sensores asociados a una fuente están en diferentes distancias desde una fuente a otra.

5. Un método de acuerdo con la reivindicación 3 ó 4 en donde los dos sensores asociados a una fuente se colocan en la región del campo cercano de la fuente.

6. Un método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde determinar una categoría teórica de por lo menos una fuente de la serie comprende determinar las categorías teóricas respectivas para cada una de las fuentes n.

7. Un método de acuerdo con la reivindicación 6 y que comprende determinar la categoría de la serie de fuentes sobreponiendo las categorías teóricas de cada una de las fuentes n .

8. Un método de acuerdo con la reivindicación 6 ó 7 en donde la determinar las categorías teóricas respectivas para cada una de las fuentes n comprende la determinación de las categorías teóricas de acuerdo a las siguientes ecuaciones simultáneas n o ecuaciones equivalente de las mismas: S(i,t)=Lii*{[N1(i,t-r1ii/c)-S¡?jS[j>t-r-iij/c]/riij]-[N2(i,t-r2ii/c)-Sl?jS(j,t-r2- ij/c)/r2ij]} donde S(¡,t) es la categoría teórica de la fuente ¡th de la serie (1 < i < n), N -, (i ,t) y N2(i,t) son las medidas hechas por dos sensores asociados con la fuente ith de la serie, rij es la distancia del sensor ith al jth de las fuentes, c es la velocidad del sonido, y Lii = 1/(1/r-|ii-1/r2ii)-

9. Un método de acuerdo con la reivindicación 6 ó 7 en donde se determina las categorías teóricas respectivas para cada una de las fuentes n que comprenden determinar las categorías teóricas de acuerdo a las siguientes ecuaciones simultáneas n o ecuaciones equivalentes de las mismas: S(i,t) = Lii*{[N1(i,t-rii/c)-N2(i,t-rii/c)-S¡)tjS(j,t-rij/c)/Lij} donde S(i,t) es la categoría teórica de la fuente ith de la serie (1 < i < n), N1(i,t) y N2(i,t) son las medidas hechas por los dos sensores asociados con la fuente ith de la serie, rij es la distancia del sensor ith al jth de las fuentes, c es la velocidad del sonido, y Lii= 1/(1/r ii-1/r2ii).

10. Un método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en donde la serie de fuentes sísmicas es una serie de fuentes sísmicas marina.

11. Un método de acuerdo con la reivindicación 10, en donde las fuentes sísmicas son cañones de aire.

12. Un método de acuerdo con la reivindicación 9 ó 10, que depende directa o indirectamente de la reivindicación 3 en donde los sensores son hidrófonos.

13. Un método de acuerdo con la reivindicación 2 o con cualquiera de las reivindicaciones 3 a 12 que dependen directa o indirectamente de la reivindicación 2 y que además comprende adquirir datos sísmicos en uno o más receptores sísmicos consecuentes para accionar la serie de fuentes sísmicas.

14. Un método de acuerdo con la reivindicación 7 o con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 13 que dependen directa o indirectamente de la reivindicación 7, en donde el proceso de los datos sísmicos adquiridos comprende tomar en cuenta la categoría teórica determinada de la serie de fuentes.

15. Una serie de fuentes sísmicas que comprende: fuentes sísmicas n, cada fuente sísmica se asocia al primero y segundo sensores respectivos para medir un campo de onda emitido.

16. Una serie de fuentes sísmicas de acuerdo con la reivindicación 15, en donde el primero y segundo sensores asociados a una fuente sísmica se colocan en distancias diferentes de la fuente.

17. Una serie de fuentes sísmicas de acuerdo con la rei indicación 15 ó 16, en donde el primero y segundo sensores asociados a una fuente sísmica se colocan en la región del campo cercano de la fuente.

18. Una serie de fuentes sísmicas de acuerdo con la reivindicación 15, 16 ó 17, en donde la serie de fuentes sísmicas es una serie de fuentes sísmicas marina.

19. Una serie de fuentes sísmicas de acuerdo con la reivindicación 18, en donde las fuentes sísmicas son cañones de aire.

20. Una serie de fuentes sísmicas de acuerdo con la reivindicación 18 ó 19, en donde los sensores son hidrófonos.

21. Una distribución del relevamiento sísmico que comprende: una serie de fuentes sísmicas según lo definido en cualquiera de las reivindicaciones 15 a 20; y medios para determinar una categoría teórica por lo menos de una fuente de una serie de fuentes n de las medidas del campo de onda emitido de la serie hechas en las localizaciones independientes 2n y de las posiciones relativas de las fuentes de la serie y de las localizaciones independientes 2n.

22. Una distribución del relevamiento sísmico que comprende: una serie de fuentes sísmicas según lo definido en cualquiera de las reivindicaciones 15 a 20; y uno o más receptores sísmicos.

23. Un medio legible por computadora que contiene las instrucciones que, cuando sean ejecutadas en un procesador, realizan un método según lo definido en las reivindicaciones 1 a 14.