MX2011010162A

MX2011010162A - Procesamiento de datos sismicos.

Info

Publication number: MX2011010162A
Application number: MX2011010162A
Authority: MX
Inventors: Johan Olof Anders Robertsson; Clement Kostov; Philip Kitchenside; Jon-Fredrik Hopperstad
Original assignee: Geco Technology Bv
Priority date: 2009-03-27
Filing date: 2010-02-19
Publication date: 2011-10-11
Also published as: EP2411842A2; CA2757069A1; GB2468912B; US20120087207A1; GB0905260D0; GB2468912A; EP2411842A4; GB2479299A; GB2479299B; WO2010109280A2; GB201111910D0; WO2010109280A3

Abstract

Un método para monitorear un arreglo de fuentes sísmicas marinas comprende, tras el accionamiento de un arreglo de fuentes sísmicas (14), realizar una medición de campo cercano de la energía sísmica emitida por el arreglo de fuentes sísmicas (14), utilizar al menos un sensor de campo cercano (15) y también adquirir datos sísmicos que utilizan al menos un receptor sísmico (18). La firma de campo lejano del arreglo de fuentes en una o más de la(s) ubicación(es) del receptor se calcula a partir de las mediciones de campo cercano de la energía sísmica emitida, y esta se compara con los datos sísmicos adquiridos en el(los) receptor(es). Esto proporciona una indicación de si el arreglo de fuentes y el método para pronosticar las firmas de campo lejano están funcionando correctamente.

Description

"PROCESAMIENTO DE DATOS SÍSM ICOS Campo de la Invención La presente invención se refiere a prospecciones sísmicas. En particular, se refiere a un método y sistema para prospecciones sísmicas el cual permite el monitoreo de un arreglo de fuentes sísmicas.

Antecedentes de la Invención El principio de las prospecciones sísmicas es que se hace que una fuente de energía sísmica emita energía sísmica de manera tal que se propaga descendentemente hacia la tierra. La energía sísmica que se propaga descendentemente es reflejada por una o más estructuras geológicas dentro de la tierra que actúan como reflectores parciales de la energía sísmica. La energía sísmica reflejada es detectada por uno o más sensores (generalmente denominados "receptores"). Es posible obtener información acerca de la estructura geológica de la tierra a partir de la energía sísmica que experimenta el reflejo dentro de la tierra y que se adquiere subsecuentemente en los receptores.

Cuando un arreglo de fuentes sísmicas es accionado para emitir energía sísmica, emite energía sísmica durante un periodo definido de tiempo. La energía sísmica emitida proveniente de un arreglo de fuentes sísmicas no es una frecuencia individual (temporal) sino que contiene componentes sobre un rango de frecuencias. La amplitud de la energ ía sísmica emitida no es constante sobre el rango de frecuencias emitidas, sino que es dependiente de la frecuencia. La energía sísmica - - emitida proveniente de un arreglo de fuentes sísmicas también puede variar en el espacio debido a dos factores: el arreglo de fuentes puede emitir diferentes cantidades de energía en diferentes direcciones, y los frentes de onda sísmicos pueden "expandirse" con el tiempo (ondas esféricas expansivas contrariamente a ondas planas). El campo ondulatorio sísmico emitido por un arreglo de fuentes sísmicas es conocido como la "firma" del arreglo de fuentes. Cuando se procesan los datos sísmicos, es deseable el conocimiento de la firma del arreglo de fuentes sísmicas, dado que esto permite una identificación más precisa de eventos en los datos sísmicos que surgen de las estructuras geológicas dentro de la tierra. En términos matemáticos sencillos, el campo ondulatorio sísmico adquirido en un receptor es la operación de convolución de dos factores; uno representativo de la superficie terrestre, y otro representativo del campo ondulatorio emitido por el arreglo de fuentes. Entre más preciso es el conocimiento de la firma del arreglo de fuentes, más precisión tendrá el modelo terrestre que puede recuperarse a partir de los datos sísmicos adquiridos.

Un fabricante de una fuente sísmica puede proporcionar una firma de fuente general para la fuente sísmica. Sin embargo, cada vez que una fuente sísmica es accionada, el campo ondulatorio emitido real puede variar ligeramente a partir de la firma de la fuente teórica. En una prospección sísmica típica , un arreglo de fuentes sísmicas es accionado repetidamente y los datos sísmicos se adquieren tras cada accionamiento del arreglo de fuentes. Cada accionamiento del arreglo de fuentes es conocido como "tiro". Al procesar los datos sísmicos es deseable conocer hasta qué grado una diferencia entre el vestigio adquirido para un tiro y un vestigio adquirido para otro tiro es una consecuencia de una diferencia en las firmas de fuente para los dos tiros.

Se ha sugerido que uno o más "sensores de campo cercano" pueden colocarse cerca de una fuente sísmica, con objeto de registrar la firma de fuente. Al colocar el(los) sensor(es) de campo cercano cerca de la fuente sísmica el campo ondulatorio adquirido por los sensores de campo cercano deben ser una medición confiable del campo ondulatorio de la fuente emitida. El sistema Trisor/CMS de WesternGeco proporciona cálculos del campo ondulatorio de fuente a partir de las mediciones con hidrófonos de campo cercano cerca de cada una de las fuentes sísmicas que componen los arreglos de fuente en prospecciones sísmicas marinas. Estos cálculos se han utilizado para controlar la calidad y repetibilidad de las señales emitidas, y para realizar la compensación para variaciones tiro a tiro o la directividad del arreglo de fuentes. La reciente comparación de señales, pronosticada por el sistema Trisor/CMS o registrada con los hidrófonos receptores puntuales (sistema Q-marine), indican que la calidad de los cálculos del Trisor/CMS es excelente sobre una gran banda de frecuencias y ángulos de elevación de fuente.

La Figura 1 muestra una comparación entre un campo ondulatorio incidente pronosticado por Trisor/CMS (a) y un campo ondulatorio incidente medido con un hidrófono de campo cercano en un cable marino de Q-marine, remolcado 19 m más profundo que el arreglo de fuentes (la profundidad de las fuentes es de 4 m y los receptores se encuentran a una profundidad de 23 m) y aproximadamente 100 m detrás del arreglo de fuentes (b). La Figura 1 muestra la presión en milibares (mbar) contra el tiempo en segundos. Las formas de onda se han limitado en banda a un rango de frecuencias entre 1 y 120 Hz. Puede observarse que la concordancia entre las dos formas de onda es muy buena en este rango de frecuencias. Observe que la energía se está propagando al hidrófono de campo cercano adjunto a una trayectoria de rayos correspondiente a un ángulo de elevación (declividad) de 80 grados, medido en un plano vertical. (En el espacio 3D, la definición de una dirección de elevación requiere dos ángulos. Estos dos ángulos podrían determinarse como un ángulo en un plano vertical (ángulo de elevación o ángulo de declividad) y un ángulo en un plano horizontal (ángulo azimut). Aquí, el ángulo de declividad de elevación se define como cero grados en dirección vertical, y 90 grados en dirección horizontal).

El campo ondulatorio incidente de Trisor/CMS es el resultado de un cálculo que implica varias mediciones o cantidades calculadas y algunas suposiciones, como se describe, por ejemplo, en Ziolkowski, A. et al. , "The signature of an air gun array: Computation from near-field measurements including interactions" (La firma de un arreglo de martillos neumáticos: Cálculo a partir de mediciones de campo cercano que incluyen interacciones) (1982). Los factores clave que influyen sobre el cálculo son los datos de posición para los martillos e hidrófonos de campo cercano, así como también el cálculo del coeficiente de reflexión de superficie libre.

También se ha propuesto colocar un sensor sísmico, o una pluralidad de sensores sísmicos (por ejemplo, configurados como un "minicable marino"), debajo de un arreglo de fuentes sísmicas, para determinar el campo ondulatorio real que se emite cuando se acciona el arreglo de fuentes. Un cambio significativo en la firma de un arreglo de fuentes durante una prospección sísmica podría indicar que el arreglo de fuentes tenía un desperfecto, y el monitoreo del campo ondulatorio resultante del arreglo de fuentes durante la adquisición de datos permite la detección de posibles desperfectos del arreglo de fuentes tan pronto como sea posible.

La firma de un arreglo de fuentes sísmicas generalmente es direccional, no obstante las fuentes individuales puedan comportarse como "fuentes puntuales" que emiten un campo ondulatorio que es esféricamente simétrico. Esto es una consecuencia del arreglo de fuentes sísmicas que generalmente tiene dimensiones qué son comparables con la longitud de onda del sonido generado por el arreglo.

La firma de un arreglo de fuentes sísmicas varía además con la distancia desde el arreglo. Esto se describe con referencia a la Figura 2. Un arreglo de las fuentes 3, en este ejemplo un arreglo de fuentes marinas colocado a poca profundidad debajo de una superficie de agua 4, emite energía sísmica denotada como las flechas 5. En la Figura 2, una región de "campo cercano" 6 se muestra limitada por un límite 7 con una región de "campo lejano" 8 del otro lado del límite. En el campo lejano, las firmas de los arreglos sísmicos convencionales se aproximan bien con un modelo que supone una fuente puntual no ¡sotrópica. La década de amplitud para tales firmas es inversamente proporcional a la distancia desde el arreglo de fuentes. El límite nocional 7 que separa la región de campo cercano 6 de la región de campo lejano 8 se encuentra ubicada a una distancia del arreglo de fuentes determinada aproximadamente por D2/A, donde D es la dimensión del arreglo y ? es la longitud de onda. (Para el ejemplo de la Figura 1 , los datos se adquirieron utilizando un arreglo de fuentes con una dimensión de arreglos de 15 m. La longitud de onda a 75 Hz es de 20 m (la velocidad del sonido en el agua de 1500 m/s divida por 75 Hz), por lo tanto a 75 Hz la región de campo lejano se extiende más allá de 225/20 m , por ejemplo, más allá de aproximadamente 10 m desde el arreglo de fuentes. Dado que el receptor estaba a aproximadamente 100 m de la fuente, el receptor se encuentra dentro del campo lejano por esta definición, incluso para frecuencias de hasta 200 Hz.

Al procesar datos geofísicos, es deseable tener conocimiento de la firma de campo lejano del arreglo de fuentes, dado que la mayoría de las características geológicas de interés se encuentra ubicada en la región de campo lejano 8. La medición directa de la firma de campo lejano del arreglo, o la firma de campo lejano de uno de los martillos individuales del arreglo, es difícil, sin embargo, incluso cuando se mide la firma de campo lejano en la capa de agua. Por ejemplo, uno tendría que asegurarse de que no se recibe energía reflejada durante la medición de la firma de campo lejano o, si es recibida la energía reflejada, que existe un método para separar la energía reflejada. Otra complicación para las mediciones directas es que la firma depende de la dirección de elevación.

En principio, la firma de campo cercano de una fuente sísmica individual puede medirse, por ejemplo, en pruebas de laboratorio o en experimentos en campo. Sin embargo, el conocimiento de las firmas de fuente de fuentes sísmicas individuales no es suficiente para permitir la determinación de la firma de campo lejano de un arreglo de fuentes, dado que las fuentes de un arreglo no se comportan independientemente una de otra.

Las interacciones entre las fuentes individuales de un arreglo de fuentes sísmicas se consideraron en la Patente de E. U. No. 4,476, 553. El análisis consideró específicamente martillos neumáticos, los cuales son la fuente sísmica más común utilizada en prospecciones sísmicas marinas. Un martillo neumático tiene una cámara la cual, en uso, se carga con aire a alta presión y después se abre. El aire que escapa genera una burbuja la cual 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 martillo neumático individual se supone que la presión hidrostática del agua que rodea a la burbuja es constante, y esta es una suposición razonable dado que el movimiento de la burbuja hacia la superficie del agua es muy lento. Sin embargo, si un segundo martillo neumático se descarga en la vecindad de un primer martillo neumático, ya no puede suponerse que la presión que rodea a la burbuja generada por el primer martillo neumático es constante debido a que la burbuja generada por el primer martillo neumático experimentará una onda sísmica generada por el segundo martillo neumático (y viceversa) .

La Patente de E. U . No. 4,476,553 , propuso que, en el caso de un arreglo de fuentes sísmicas que contenga dos o más fuentes sísmicas , cada fuente sísmica podría ser representada por una firma de campo cercano nocional. En el ejemplo anterior de un arreglo de dos martillos neumáticos, las variaciones de presión ocasionadas por el segundo martillo neumático son absorbidas en la firma nocional del primer martillo neumático, y viceversa, y los dos martillos neumáticos pueden representarse como dos martillos neumáticos independientes que tienen sus firmas nocionales respectivas. La firma de campo lejano del arreglo puede encontrarse después, en cualquier punto deseado , a partir de las firmas nocionales de los dos martillos neumáticos.

En términos generales, la Patente de E. U. No; 4, 476, 553, cuyo contenido se incorpora en la presente para referencia, describe un método para calcular las firmas nocionales respectivas para las fuentes sísmicas individuales en un arreglo de n fuentes, a partir de las mediciones del campo ondulatorio de campo cercano en n ubicaciones independientes. Las entradas requeridas para el método de la Patente de E. U . No . 4, 476, 553 son: mediciones del campo ondulatorio de campo cercano en n ubicaciones independientes; las sensibilidades de n sensores de campo cercano utilizadas para obtener las n mediciones del campo ondulatorio de campo cerca no; y las posiciones (relativas) de las n fuentes y los n sensores de campo cercano.

Para el arreglo de fuentes sencillo que contiene dos fuentes sísmicas 9, 10 mostradas en la Figura 3, las firmas nocionales para las dos fuentes pueden calcularse de acuerdo con el método de la Patente de E.U. No. 4,476,553 a partir de mediciones realizadas por los sensores de campo cercano 11, 12 en dos ubicaciones independientes desde las distancias a11t a12 entre la ubicación del primer sensor de medición de campo cercano 12 y las fuentes sísmicas 9, 10, desde las distancias a2i, a22 entre la ubicación del segundo sensor de campo cercano 11 y las fuentes sísmicas 9, 10, y a partir de las sensibilidades de los dos sensores de campo cercano. (En algunos arreglos de fuente, los sensores de campo cercano se instalan rígidamente con respecto a sus fuentes respectivas, de manera que las distancias at1l a 2 son conocidas). Una vez que se han calculado las firmas nocionales, pueden utilizarse para, determinar la firma del arreglo de fuentes en una tercera ubicación 12, visto que las distancias a31, a32 entre la tercera ubicación y las fuentes sísmicas 9, 10 son conocidas.

Si un arreglo de fuentes no es rígido, es necesario obtener información acerca de las posiciones de las fuentes sísmicas dentro del arreglo antes de que pueda utilizarse el método de la Patente de E.U. No. 4,476,553. (Por ejemplo, si el arreglo de fuentes de la Figura 3 no es rígido, las distancias ai2, a21 no son fijas y, consecuentemente, deben determinarse). Esto puede realizarse al proporcionar un sistema externo para monitorear las posiciones de las fuentes en un arreglo, por ejemplo, al instalar receptores GPS sobre las boyas de fuente y colocar sensores de profundidad en las fuentes.

La determinación de una fuente nocional de acuerdo con el método de la Patente de E. U . No. 4,476, 553 ignora el efecto de cualquier componente del campo ondulatorio reflejado desde el lecho marino y, por ende, se encuentra limitada a la aplicación en sismografía en aguas profundas. El método de la Patente de E. U . No. 4,476, 553 se ha extendido en la Patente de GB No. 2 433 594 para utilizar "fuentes virtuales" a fin de tomar en cuenta los reflejos en la superficie marina o en el fondo del mar.

Breve Descri pción de la Invenci ón U n primer aspecto de la presente invención proporciona un método para monitorear un arreglo de fuentes sísmicas marinas , que comprende: a) tras el accionamiento del arreglo de fuentes sísmicas , (i) medir la energía sísmica emitida por el arreglo de fuentes, utilizando al menos un sensor de campo cercano y (ii) adquiri r datos sísmicos utilizando al menos un sísmico; b) pronosticar la firma de campo lejano del arreglo de fuentes en una o más de la(s) ubicación(es) del receptor proveniente(s) de la energía sísmica medida por el (los) sensor(es) d e campo cercano; y c) para uno o más receptores , comparar la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor con los datos s ísm icos adq uiridos en el receptor.

La presente invención hace uso de los receptores sísmicos que se proporcionan en una prospección sísmica para adquirir datos sísmicos con objeto de monitorear el campo ondulatorio real que es emitido por el arreglo de fuentes. En el planteamiento de la técnica anterior, se proporcionan uno o más receptores adicionales debajo del arreglo de fuentes para determinar el campo ondulatorio emitido real, los receptores adicionales se proporcionan únicamente para monitorear el campo ondulatorio resultante y no se utilizan para adquirir datos sísmicos provenientes a partir de los cuales pueda obtenerse información acerca del interior de la tierra. En cambio, la presente invención no requiere que se proporcione ningún equipo adicional en la prospección sísmica.

Además, los inventores se han dado cuenta de que el planteamiento de la técnica anterior en el cual se proporcionan uno o más receptores adicionales debajo del arreglo de fuentes para determinar el campo ondulatorio emitido real padece la desventaja de que la posición del(los) receptor(es) adicional(es) no se conoce con exactitud. Aunque se pretende que el(los) receptor(es) adicional(es) se coloque(n) verticalmente debajo del arreglo de fuentes, la acción de remolcar el arreglo de fuentes a través del agua, influido por la velocidad del barco y las corrientes en el agua, significa que es posible que el(los) receptor(es) adicional(es) se desplace(n) horizontalmente desde su posición destinada con relación al arreglo de fuentes. Por lo tanto, no es posible decir si los cambios aparentes en el campo ondulatorio emitido surgen por el desplazamiento del(los) receptor(es) adicional(es) proveniente de su posición destinada verticalmente debajo del arreglo de fuentes. Esta desventaja es superada por la presente invención.

Una desventaja adicional del planteamiento de la técnica anterior para proporcionar uno o más receptores adicionales debajo del arreglo de fuentes es que un arreglo de fuentes sísmicas se configura generalmente de manera tal que su campo ondulatorio resultante en dirección vertical sea tan consistente como sea posible - de manera que la salida en la dirección vertical sea relativamente insensible a las fallas en el arreglo de fuentes. Esta desventaja también es superada por la presente invención.

Los resultados del monitoreo del arreglo de fuentes sísmicas pueden utilizarse para permitir que se ajuste la operación del arreglo de fuentes, si esto fuese necesario. Adicional o alternativamente, el procesamiento de datos sísmicos adquiridos en el receptor puede tomar en cuenta los resultados del monitoreo del arreglo de fuentes sísmicas.

El método puede comprender la obtención de información acerca de la operación y/o posiciones del arreglo de fuentes y/o el receptor proveniente del resultado de la comparación de la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor con los datos sísmicos adquiridos en el receptor. Si la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor tiene concordancia con los datos sísmicos adquiridos en el receptor, esto sugiere que el arreglo de fuentes , el receptor, y cualquier sistema de determinación de posición asociado con el arreglo de fuentes y/o el receptor, están funcionando correctamente.

Sin embargo, si la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor no tiene concordancia con los datos sísmicos adquiridos en el receptor, esto sugiere que (al menos) uno de entre el arreglo de fuentes, los receptores (campo cercano o lejano), y cualquier sistema de determinación de posición asociado con el arreglo de fuentes y/o el receptor, no está operando correctamente - y el operador puede entonces emprender una acción correctiva.

Comparar la firma de campo lejano pronosticada en las ubicaciones de receptor con los datos sísmicos adquiridos en la (s) ubicación(es) del receptor puede comprender la determinación, para al menos un receptor, de la diferencia entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor.

Comparar la firma de campo lejano pronosticada en las ubicaciones del receptor con los datos sísmicos adquiridos en la(s) ubicación(es) del receptor puede comprender la determinación , pa ra al menos un receptor, la diferencia entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y la llegada directa adquirida en el receptor. Al comparar la firma de campo lejano pronosticada en las ubicaciones del receptor con los datos sísmicos adquiridos en la (s) ubicación (es) del receptor es necesario tomar en cuenta los efectos de propagación (es decir, el hecho de que la forma de onda de un impulso de energ ía sísmi ca cambia a medida que se propaga a través de u n medio). La trayectoria de la llegada directa pasa únicamente a través del agua , de manera tal que la forma de onda esperada de la llegada directa se determina por la convolucion de la firma de fuente con la función conocida que describe la propagación de señales provenientes de una fuente puntual a través del agua en presencia de una superficie libre - de manera tal que sea relativamente sencillo tomar en cuenta los efectos de propagación, ya que no se requiere conocimiento de las propiedades del lecho marino ni del medio debajo del lecho marino.

El método puede comprender además pronosticar un error, por ejemplo, en función de la frecuencia temporal, en la firma de campo lejano pronosticada para otra ubicación derivada de la diferencia entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor. Las diferencias entre la firma de campo lejano pronosticada en una ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor pueden analizarse en función del tiempo y/o en función de la frecuencia. Puede ser informativo mirar los errores en los pronósticos en función de la frecuencia.

Un segundo aspecto de la invención proporciona un método que comprende: determinar la diferencia entre los datos sísmicos adquiridos en el receptor y una firma de campo lejano pronosticada del arreglo de fuentes en la ubicación del receptor; y calcular un error en la firma de campo lejano pronosticada para otra ubicación a partir de la diferencia determinada entre los datos sísmicos adquiridos en el receptor y la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor.

En una modalidad, calcular el error en la firma de campo lejano pronosticada para la otra ubicación comprende ajustar la diferencia determinada entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor para una diferencia en una dirección de elevación entre la otra ubicación y la ubicación del receptor.

El método puede comprender además la activación de un arreglo de fuentes sísmicas y la adquisición de datos sísmicos en el receptor tras el accionamiento de la fuente.

Otros aspectos de la invención proporcionan medio legible por computadora correspondiente y aparato.

Breve Descripc ión de las Figuras Las modalidades preferidas de la presente invención se describirán a manera de ejemplo ilustrativo, con referencia a las figuras anexas en las cuales: La Figura 1 muestra una comparación entre un campo ondulatorio incidente pronosticado y un campo ondulatorio incidente medido; La Figura 2 ilustra la propagación de una firma proveniente de un arreglo de fuentes sísmicas; La Figura 3 ilustra la determinación de una firma nocional para un arreglo de fuentes sísmicas; La Figura 4 es una vista lateral esquemática de una configuración de prospección sísmica de la técnica anterior; La Figura 5 es una vista lateral esquemática de una configuración de prospección sísmica adecuada para su uso con una modalidad de la presente invención; La Figura 6a es un diagrama de flujo esquemático en bloques que muestra los pasos principales de un método de acuerdo con una modalidad de la presente invención; La Figura 6b muestra uno de los pasos de la Figura 6a más detalladamente; y La Figura 7 es un diagrama de bloques esquemático de un aparato de una modalidad de la presente invención.

En las figuras anexas, los componentes y/o características similares pueden tener la misma etiqueta de referencia. Además, diversos componentes del mismo tipo pueden distinguirse al seguir la etiqueta de referencia por un guión y una segunda etiqueta que se distingue entre los componentes similares. Si únicamente se utiliza la primera etiqueta de referencia en la especificación, la descripción es aplicable a cualquiera de los componentes similares que tienen la misma primera etiqueta de referencia independientemente de la segunda etiqueta de referencia.

Descripción Detallada de la Invención La siguiente descripción proporciona únicamente la(s) modalidad(es) preferida(s) a manera de ejemplo, y no pretende limitar el alcance, aplicabilidad o configuración de la invención . Más bien, la siguiente descripción de la(s) modalidad(es) preferida(s) les proporcionarán a aquellos expertos en la materia una descripción que permite la implementación de una modalidad preferida a manera de ejemplo de la invención. Se comprende que pueden realizarse diversos cambios en la función y configuración de los elementos sin aislarse del alcance de la invención como se revela en las reivindicaciones anexas.

Se brindan detalles específicos en la siguiente descripción para proporcionar una comprensión plena de las modalidades. Sin embargo, el experto en la materia comprenderá que las modalidades pueden llevarse la práctica sin estos detalles específicos. Por ejemplo, los circuitos pueden mostrarse en diagramas de bloques con objeto de no oscurecer las modalidades con detalles innecesarios. En otros casos, los circuitos, procesos, algoritmos, estructuras, y técnicas conocidos pueden mostrarse sin detalles innecesarios con objeto de evitar oscurecer las modalidades.

También, se observa que las modalidades pueden describirse como un proceso que se representa gráficamente como un ordinograma, un diagrama de flujo, un diagrama de flujo de datos, un diagrama de estructuras, o un diagrama de bloques. Aunque un diagrama de flujo puede describir las operaciones como un proceso secuencial , muchas de las operaciones pueden realizarse en paralelo o concurrentemente. Además, puede reconfigurarse el orden de las operaciones. Un proceso termina cuando sus operaciones se han completado, pero podría tener pasos adicionales no incluidos en la figura. Un proceso puede corresponder a un método, una función, un procedimiento, una subrutiha, un subprograma, etc. Cuando un proceso corresponde a una función, su terminación corresponde a un retorno de la función a la función de llamada o la función principal.

- - Además, como se describe la presente, el término "medio de almacenamiento" puede representar uno o más dispositivos para almacenar datos, incluyendo memoria de sólo lectura (ROM - read only memory), memoria de acceso aleatorio (RAM - random access memory) , RAM magnética, memoria de núcleo, medios de almacenamiento de disco magnético, medios de almacenamiento óptico, dispositivos de memoria flash y/u otros medios legibles por máquina para almacenar información. El término "medio legible por computadora" incluye, pero no se limita a dispositivos de almacenamiento portátiles o fijos, dispositivos de almacenamiento óptico, canales inalámbricos y otros diversos medios capaces de almacenar, contener o llevar instrucciones y/o datos.

Además, las modalidades pueden implementarse por hardware, software, firmware, middleware, microcódigo, lenguajes de descripción de hardware, o cualquier combinación de los mismos. Cuando se implementan en software, firmware, middleware, microcódigo, el código o segmentos de código del programa para ejecutar las tareas necesarias pueden almacenarse en un medio legible por máquina tal como el medio de almacenamiento. Un procesador puede ejecutar las tareas necesarias. Un segmento de código puede representar un procedimiento, una función, un subprograma, un programa, una rutina, una subrutina, un módulo, un paquete de software, una clase, o cualquier combinación de instrucciones, estructuras de datos, o declaraciones de programa. - Un secreto de código puede acoplarse a otro segmento de código o a un circuito de hardware al pasar y/o recibir ¡nformación, datos, argumentos, parámetros, o contenidos de memoria. La información, argumentos, parámetros, datos, etc. , pueden pasarse, enviarse en avance, o transmitirse mediante cualquier medio adecuado que incluye compartición de memoria, transferencia de mensajes, paso de estafeta, transmisión de red, etc.

La Figura 5 es una vista lateral de una forma de prospección sísmica marina típica, conocida como prospección sísmica marina remolcada. Un arreglo de fuentes sísmicas 14, que contiene una o más fuentes sísmicas 15, es remolcada por una embarcación de estudios 1 3. Además, el arreglo de fuentes comprende uno o más sensores de campo cercano 16, por ejemplo, un hidrófono de campo cercano (NFH - near-field hydrophone) , uno proporcionado cerca de cada fuente 15 para medir la firma de campo cercano de la fuente respectiva. EI(los)/cada sensor(es) de campo cercano 16 se proporciona cerca de la fuente (asociada) a fin de que esté en la región de campo cercano 6 de la Figura 2.

La prospección sísmica incluye además uno o más cables de receptor 17, con una pluralidad de receptores sísmicos 1 8 instalados sobre o en cada cable de receptor 17. La Figura 5 muestra los cables de receptor remolcados por la misma embarcación de estudios 13 a medida que el arreglo de fuentes 14 mediante una configuración de paso de guía adecuada 20, pero en principio podría utilizarse una segunda embarcación de estudios para remolcar los cables del receptor 17. Los cables del receptor están diseñados para ser remolcados a través del agua unos cuantos metros debajo de la superficie del agua, y frecuentemente son conocidos como "cables marinos sísmicos". Un cable sísmico marino puede tener un largo de hasta 5 km ó más, colocándose los receptores 18 en intervalos de unos cuantos metros a lo largo de un cable marino. Una separación lateral típica (o separación "transversal") entre los cables marinos vecinos en una prospección sísmica marina remolcada típica es del orden de 100 m.

Los cables marinos típicos se proporcionan con uno o más sistemas de determinación de posición para proporcionar información acerca de las posiciones, o posiciones relativas, de los cables marinos 17. Por ejemplo, los cables marinos proporcionarse con sensores de profundidad 19 para medir la profundidad del cable marino debajo de la superficie del agua. Los cables marinos puede proporcionarse adicional o alternativamente con transceptores sónicos (no se muestran) para transmitir y recibir señales sónica o acústicas para monitorear las posiciones relativas de los cables marinos y secciones de los cables marinos. Los cables marinos pueden proporcionarse alternativa o adicionalmente con un sistema de posicionamiento basado en satélites, tal como GPS, para monitorear las posiciones de los cables marinos -por ejemplo, las mediciones de brújula a lo largo de los cables marinos pueden utilizarse en combinación con unas cuantas mediciones de GPS, habitualmente en la parte delantera y la parte posterior del cable marino. Como ejemplo, la Figura 5 muestra los receptores GPS 22 instalados en las boyas 21 en la superficie del agua sobre el cable marino (la Figura 5 muestra a los receptores GPS 22 instalados en las boyas en la parte frontal y la parte posterior del cable marino).

También pueden proporcionarse uno o más sistemas de determinación de posición (no se muestran) en el arreglo de fuentes para proporcionar información acerca de la posición del arreglo de fuente.

Cuando son accionadas una o más fuente del arreglo de fuentes, emiten energía sísmica hacia el agua, y ésta se propaga descendentemente hacia el interior de la tierra hasta que experimenta el reflejo (parcial) por alguna característica geológica 23 dentro de la tierra. La energía sísmica reflejada es detectada por uno o más receptores 19. Además, cuando una o más fuentes del arreglo de fuentes son accionadas, una parte de la energía sísmica emitida se desplaza directa desde el arreglo de fuente hacia los receptores 1 9 a lo largo de la trayectoria 24, y una parte se desplaza a lo largo de la trayectoria 24a desde el arreglo de fuentes hacia la superficie del mar donde se refleja hacia el receptor. La suma de las llegadas a lo largo de las trayectorias 24 y 24a es llamada "llegada directa" en la capa de agua. (La trayectoria de rayos 24 sería la llegada directa para un medio "nocional" sin una interfaz de superficie libre (por ejemplo, una interfaz de aire/agua)).

La configuración de prospección sísmica de la Figura 5 generalmente es convencional.

Como se menciona con anterioridad, se ha propuesto proporcionar una configuración de prospección sísmica de manera tal que la configuración de prospección sísmica de la Figura 5 con uno o más receptores adicionales colocados verticalmente debajo del arreglo de fuentes midan el campo ondulatorio resultante del arreglo de fuentes. Esto se muestra en la Figura 4, la cual ilustra una configuración de prospección sísmica generalmente similar a la configuración de prospección sísmica de la Figura 5, pero con uno o más receptores adicionales 25 colocados verticalmente debajo del arreglo de fuentes. Los receptores adicionales 25 se proporcionan únicamente para monitorear la operación del arreglo de fuentes, y no contribuye a proporcionar información sobre el interior de la tierra. Sin embargo, los inventores se han dado cuenta de que no es necesario proporcionar los receptores adicionales 25 de la Figura 4, y ha propuesto un método por el cual la operación del arreglo de fuentes puede monitorearse con eficacia en una configuración convencional de prospección sísmica tal como la de la Figura 5.

Observe que las características del sistema de registro sísmico podrían utilizarse para mejorar el flujo de trabajo propuesto. Por ejemplo, cuando los datos sísmicos son registrados con sobre/sub cables marinos, o con cables marinos multi-componente, los cables marinos pueden remolcarse a una mayor profundidad y/o más cerca del arreglo de fuentes, con objeto de proporcionar un mayor rango de ángulos para el paso de comparación en la Figura 6a. Cuando disminuye la distancia entre los sensores en los cables marinos y el arreglo de fuentes, puede ser necesario tomar medidas para registrar señales de amplitud más grande sin distorsión (por ejemplo, puede excederse el rango dinámico de los sensores, requiriendo diferentes tipos de sensores en la sección delantera del cable marino, o requiriendo la atenuación de la señal entrante por un dispositivo análogo tal como un capacitor en paralelo con el sensor (como se encuentra disponible en los cables marinos Q-marine de WesternGeco)).

La Figura 6a ilustra un método de acuerdo con una modalidad de la presente invención. Inicialmente, en el paso 1 , el arreglo de fuentes sísmicas 14 de la configuración de prospección sísmica de la Figura 5 es accionado para emitir energía sísmica.

En el paso 2 , las mediciones de campo cercano de la energía sísmica emitidas por el arreglo de fuentes 14 tras su accionamiento son realizadas por los sensores de campo cercano 16 del arreglo de fuentes. También tras el accionamiento del arreglo de fuentes 14, se realizan otras mediciones (mediciones de campo medio o lejano) por parte de los receptores 18 en los cables marinos 17 (la región "campo medio" no se muestra en la Figura 2, pero se encuentra en el límite de la región de campo cercano y la región de campo lejano). La energía sísmica incidente en un receptor 18 contendrá un número de "eventos", correspondiente cada evento a la energía sísmica que se desplaza desde el arreglo de fuentes hacia el receptor a lo largo de una trayectoria diferente. El "evento directo", correspondiente a la energía sísmica que se ha desplazado directa hacia el receptor a lo largo de trayectorias en línea recta 24 y 24a, normalmente es el primer evento registrado en un receptor, dado que estas trayectorias tienen un tiempo de desplazamiento más corto que las trayectorias que involucran el reflejo en una característica dentro de la tierra. En muchos casos el evento de "llegada directa" se separará fácilmente de los demás eventos en los vestigios simplemente por el hecho de que la última energía en llegar asociada a la "llegada directa" es registrada antes que la energía que se propaga a través de la tierra. De otra manera, cuando la llegada directa y otros eventos intervienen, puede aplicarse cualquier método adecuado, por ejemplo, como se describe en la Patente de GB No. 2 433 594 (arriba), para identificar la llegada directa.

En el paso 3 de la Figura 6a, se calcula la firma de campo lejano esperada de la fuente en la ubicación de uno o más receptores 18 sobre/en el cable marino 17, a partir de las mediciones realizadas por los micrófonos de campo cercano 16 y del conocimiento de la posición del(los) receptor(es) con relación al arreglo de fuentes 14. Una manera en la que puede llevarse el paso 3 a cabo se describe más detalladamente en la Figura 6b mostrada a continuación.

En el paso 4 de la Figura 6a, la firma de fuente esperada de campo lejano calculada para la ubicación de uno o más receptores 18 en el paso 3 se compara con los datos sísmicos adquiridos en . el(los) receptor(es), en particular con la llegada directa en el(los) receptor(es). Dado que la trayectoria 24 de la llegada directa pasa únicamente a través del agua , la forma de onda esperada de la llegada directa se determina por la convolución de la firma de fuente con la función conocida que describe la propagación de señales provenientes de una fuente puntual a través del agua.

Si la firma de fuente de campo lejano esperada calculada para la ubicación de uno o más receptores 18 en el paso 3 difiere significativamente de la firma de campo lejano real obtenida a partir de la llegada directa en los receptores, esto implica inconsistencias entre las dos mediciones, debido, por ejemplo, a una mala operación del arreglo de fuentes 14, a una mala operación del arreglo de receptores, o a datos inconsistentes de navegación entre las mediciones de la fuente y el receptor (de manera que las posiciones relativas calculadas del arreglo de fuentes y los receptores no corresponden a las posiciones relativas verdaderas del arreglo de fuentes y los receptores). A la inversa , si la firma de fuente de campo lejano real tiene concordancia con la firma de campo lejano esperada, esto indica que los arreglos de fuentes y receptores están funcionando correctamente y que los datos de navegación son confiables.

Además , si la firma de fuente de campo lejano esperada calculada para la ubicación de uno o más receptores no tiene concordancia con la firma de cam po lejano real obtenida a partir de la llegada directa en el(los) receptor(es) , puede ser posible obtener información acerca. de la causa probable de la manera en que las firmas de campo lejano esperada y real no tienen concordancia una con otra. Consecuentemente, los resultados de la comparación pueden utilizarse para obtener información acerca de la operación del arreglo de fuentes y/o el receptor o para obtener información acerca de la posición del arreglo de fuentes con relación al receptor.

Dado que los componentes 24 y 24a de la llegada directa se propagan únicamente a través del agua, utilizar la llegada d irecta para la comparación entre la firma de campo lejano pronosticada en una ubicación del receptor y los datos s ísmicos adquiridos en esa ubicación del receptor) tiene la ventaja de una interpretación relativamente directa, donde no se requiere tener conocimiento de las propiedades medias debajo de la capa del agua. El pronóstico de las llegadas directas se realiza típicamente suponiendo una velocidad y densidad del agua constantes y una superficie plana del mar. Estas suposiciones a menudo son más apropiadas para las aplicaciones sísmicas marinas, donde las frecuencias de interés son de hasta aproximadamente 100 Hz. Para frecuencias más altas, puede necesitarse un modelo más detallado de las llegadas directas, incluyendo cálculos de la forma de la superficie del mar (en cuanto a la Patente de E. U. No. 6,529,445 B1 , Robert Laws, 4 de marzo de 2003), y/o mediciones de la velocidad y densidad del agua.

Por ejemplo, cuando se compara la firma de fuente dé campo lejano esperada calculada para la ubicación de uno, receptores con la firma de campo lejano real obtenida a partir de la llegada directa en el(los) receptor(es) , puede determinarse que las firmas esperada y real tienen formas de onda similares pero difieren en el tiempo de llegada. Esto indicaría inconsistencia en las mediciones de posición entre la fuente y los receptores - y la diferencia en el tipo de llegada puede convertirse en un error de distancia, utilizando la velocidad del sonido en el agua. Este error de distancia representa la distancia entre la distancia calculada desde el arreglo de fuentes al receptor y la distancia real . Esta información de posición puede tomarse en cuenta en el procesamiento subsecuente de datos sísmicos.

Otro resultado posible cuando se compara la firma de fuente de campo lejano esperada con la firma de campo lejano real es que existe una buena concordancia a bajas frecuencias, pero los errores aumentan en las frecuencias altas. Esto puede indicar errores en las mediciones/cálculos de posición para el arreglo de fuentes.

Otro posible resultado cuando se compara la firma de fuente de campo lejano esperada con la firma de campo lejano real es que una mala concordancia en todas las frecuencias, y diferencias en la amplitud y forma entre la forma de onda esperada y la forma de onda real. Esto puede indicar problemas con el arreglo de fuentes. El operador debe verificar dos veces con otros indicadores de control de calidad el arreglo de fuentes, por ejemplo, verificar: los retrasos de sincronización entre los martillos , presión incorrecta del suministro de aire hacia los martillos, ya sea que algunos martillos estén disparando o no. Si se determina una operación incorrecta del arreglo de fuentes, el operador puede ajustar la operación del arreglo de fuentes según sea necesario.

El operador puede aplicar uno o más umbrales para la comparación, y descartar cualquier diferencia menor que los umbrales. Por ejemplo , el operador puede colocar un umbral sobre la diferencia entre el tiempo de llegada esperado y el tiempo de llegada actual , y/o sobre la diferencia de amplitud.

El método de la invención puede llevarse a cabo en tiempo real o casi en tiempo real, de manera que los operadores de la prospección son alertados sobre cualquier posible problema tan pronto como se haya accionado el arreglo de fuentes. Son capaces de investigar y, si es necesario, emprender acción correctiva tal como, por ejemplo, reemplazar o reparar una fuente con mal funcionamiento, un receptor con mal funcionamiento o un sistema de determinación de posición con mal funcionamiento (ya sea en el arreglo de fuentes o en el cable marino), o suspender la adquisición de datos hasta que se haya corregido la falla.

En el método de la presente invención, las firmas nocionales se calculan a partir de las mediciones realizadas por los sensores de campo cercano 16 cuando las fuentes son accionadas para disparar un tiro, y también se obtienen los datos adquiridos en los receptores para ese tiro. Consecuentemente, cualquier variación en la salida del arreglo de fuentes de un tiro a otro no afecta la precisión de la comparación.

Si la firma de fuente de campo lejano esperada calculada para la ubicación de uno o más receptores 18 en el paso 3 tiene concordancia (hasta un cierto límite elegido) con la firma de campo lejano actual obtenida a partir de la llegada directa en los receptores, esto proporciona la confirmación de que el arreglo de fuentes está funcionando correctamente. En este caso, los datos sísmicos adquiridos en los receptores 18 pueden emprender un procesamiento adicional para obtener información sobre la estructura geológica de la tierra, por ejemplo, obtener información acerca de un parámetro del interior de la tierra o ubicar y/o caracterizar un yacimiento de hidrocarburos dentro de la tierra. Los datos sísmicos pueden procesarse utilizando cualquier paso de procesamiento adecuado, y el procesamiento adicional de los datos sísmicos no se describirá detalladamente.

El paso 4 de la Figura 6a puede comprender la determinación de si la diferencia entre la firma de fuente de campo lejano esperada calculada para la ubicación de uno o más receptores 18 en el paso 3 y los datos sísmicos adquiridos en esos receptores se encuentran debajo de un umbral. El umbral puede expresarse ya sea como una proporción del valor esperado o como un valor absoluto.

Debe observarse que la Figura 6a muestran únicamente los pasos principales de la invención, y que un método de la invención puede incluir pasos adicionales. Como ejemplo, los datos adquiridos en los receptores 18 pueden emprender un procesamiento preliminar, por ejemplo, para reducir o eliminar el ruido en los datos, antes de que los datos se comparen con la firma de fuente de campo lejano esperada.

La presente invención proporciona un cierto número de ventajas sobre la configuración de prospección sísmica de la técnica anterior de la Figura 4 en la cual se proporcionan receptores adicionales 25 debajo del arreglo de fuentes. Una primera ventaja es que la necesidad de proporcionar los receptores adicionales 25 en la configuración de prospección sísmica de la Figura 4 se elimina en la presente invención. La presente invención utiliza mediciones realizadas por los hidrófonos de campo cercano 16 para determinar la firma del arreglo de fuentes, pero los arreglos de fuentes convencionales en uso actualmente incluyen generalmente hidrófonos de campo cercano u otros sensores de campo cercano. El método de la invención puede utilizarse con cualquier arreglo de fuentes que incluya hidrófonos de campo cercano u otros sensores de campo cercano, y no hay necesidad de modificar el arreglo de fuentes.

En la configuración de prospección sísmica de la técnica anterior de la Figura 4, se supone que el(los) receptor(es) adicional(es) 25 se coloca(n) verticalmente debajo del arreglo de fuentes 14. Sin embargo, esta suposición puede ser incorrecta, dado que los receptores adicionales habitualmente se suspenden en el agua y son capaces de moverse libremente en el plano horizontal, por ejemplo, como resultado de la acción de las mareas y/o las corrientes. Cualquier movimiento del(los) receptor(es) adicional(es) 25 con relación a las fuentes 15 puede afectar la precisión con la que pueden calcularse las firmas nocionales de las fuentes, dado que se utiliza la posición de el(los) receptor(es) adicional(es) 25 con relación a las fuentes 15 en el cálculo de las firmas nocionales. Sin embargo, en la presente invención, se utilizan mediciones realizadas por los hidrófonos de campo cercano 16 para determinar la firma del arreglo de fuentes, y las posiciones de los hidrófonos de campo cercano 16 con relación a las posiciones de las fuentes 15 se conocen con una buena precisión. Además, en el método de la presente invención es posible determinar las posiciones de los receptores 18 con relación al arreglo de fuentes 14 con una alta precisión, utilizando los sistemas de determinación de posición que se proporcionan ahora convencionalmente en un arreglo de receptores marinos remolcados. Además, puede ser posible dirigir las posiciones de los receptores, utilizando equipo de control (tales como Q-fins) disponibles en los sistemas Q-marine. Por lo tanto, la firma de fuente en las posiciones del receptor puede calcularse confiablemente. Consecuentemente, la comparación entre la firma de fuente esperada en una ubicación del receptor y la señal medida en el receptor puede realizarse confiablemente.

Una desventaja adicional del planteamiento de la técnica anterior de la Figura 4 para proporcionar uno o más receptores adicionales 25 debajo del arreglo de fuente 14 es que generalmente es el caso en el que el arreglo de fuentes sísmicas se configura de manera tal que su campo ondulatorio resultante en dirección vertical es tan consistente como sea posible. Sin embargo, en la presente invención, los receptores 18 son remolcados detrás del arreglo de fuentes, la trayectoria directa 24 desde el arreglo de fuentes 14 hasta los receptores 18 tiene un ángulo de elevación de casi 90° (y típicamente sería de 80° o más). Por lo tanto, la presente invención es mucho más sensible a fallas o errores en la operación del arreglo de fuentes, porque no está monitoreando el arreglo de fuentes a lo largo de la dirección donde el arreglo de fuentes está configurado para tener una salida tan consistente como sea posible.

El método de la Figura 6a puede repetirse para cada tiro, a fin de permitir el monitoreo continuo del arreglo de fuentes, o puede repetirse en intervalos, por ejemplo, después de cada 10 tiros.

La Figura 6b es un diagrama de flujo esquemático que muestra una manera en la cual puede llevarse a cabo el paso 3 del método de la Figura 6a.

Inicialmente, en el paso 1 , las firmas nocionales de las fuentes 15 del arreglo de fuentes 14 se determinan a partir de las mediciones de campo cercano de la energía sísmica emitida por el arreglo de fuentes en el paso 2 de la Figura 6a. En términos generales, esto dará como resultado la determinación de una firma nocional respectiva para cada fuente del arreglo de fuentes (o una firma nocional respectiva para cada fuente del arreglo de fuentes que fue accionado si una o más fuentes del arreglo no fueron accionadas en el tiro). La firma nocional de las fuentes puede determinarse, por ejemplo, por el método de U S 4 476 553 o G B 2 433 594, incorporándose los contenidos de ambos documentos en la presente para referencia. Para aplicar el método de US 4 476 553 , por ejemplo, sería necesario que hubiese mediciones de campo cercano en n ubicaciones diferentes, donde n es el número de fuentes del arreglo.

En el paso 2, se determinan las posiciones de uno o más de los receptores 1 8 en el cable marino 1 7, con relación al arreglo de fuentes. Las posiciones pueden determinarse a partir de la información de posición proporcionada por los sistemas de determinación de posición en el arreglo de receptores (tal como lo receptores G PS 22 en la Figura 5) , y a parti r de la información sobre la posición de la em barcación de remolque 1 3 y/o el arreglo de fuentes.

Preferentemente, el paso 2 también determina la orientación del arreglo de fuentes . La salida de un arreglo de fuentes s ísm ica s general mente es no isotrópico, así que con objeto de calcular con precisión la firma de campo lejano en una ubicación del receptor, es deseable saber cómo se encuentra orientado el arreglo de fuentes as í como tam bién saber la posición del receptor con relación a l arreg lo de fuentes .

- - En el paso 3, se calcula la firma de campo lejano esperada en las ubicaciones de uno o más receptores, a partir de las firmas nocionales obtenidas en el paso 1 a partir de las posiciones relativas, y posiblemente la orientación del arreglo de fuentes, obtenida en el paso 2. Esto puede llevarse a cabo como se explicaba con anterioridad con referencia a la Figura 3.

Una característica adicional de la presente invención es que permite realizar un cálculo del error en el cálculo del la firma de campo lejano en cualquier ubicación deseada, por ejemplo, en un punto directamente debajo del arreglo de fuentes. Como se explicaba con anterioridad, la firma de campo lejano en cualquier ubicación deseada puede calcularse una vez que se hayan determinado las firmas nocionales de las fuentes del arreglo de fuentes - pero cualquier error en el cálculo de las firmas nocionales de las fuentes provocará errores en el cálculo de la firma de la firma de campo lejano.

En la presente invención, la comparación de la firma de campo lejano esperada en las ubicaciones de uno o más receptores con los datos adquiridos en realidad en el(los) receptor(es) proporciona una indicación cuantitativa del error en el cálculo de la firma de campo lejano en la(s) ubicación(es) del receptor; cualquier discrepancia entre la firma de campo lejano esperada y los datos adquiridos en realidad y adecuadamente preprocesados como se describe con anterioridad con referencia a la Figura 6a en uno de los receptores 18 esencialmente se debe al error en el cálculo de la firma de campo lejano. Además, las diferencias entre la firma de campo lejano esperada en una ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor pueden analizarse en función del tiempo y/o en función de la frecuencia. Puede ser informativo mirar los errores pronosticados en función de la frecuencia.

El error en el cálculo de la firma de campo lejano será dependiente de la dirección de elevación. Para el caso en el que las direcciones de elevación tienen el mismo ángulo en un plano horizontal (por ejemplo, el mismo azimut) y únicamente difieren en el ángulo de elevación (es decir, las dos direcciones de elevación yacen en un plano vertical común), la comparación de la firma de campo lejano esperada en la ubicación de uno de los receptores con los datos adquiridos en realidad en ese receptor es una medición del error en el cálculo de la firma de campo lejano en el ángulo de elevación de ese receptor, es decir, Ei , donde E denota el error en una primera ubicación la cual tiene un ángulo de elevación T1 . El error calculado E2 en el cálculo de la firma de campo lejano para una seg unda ubicación con un ángulo de elevación diferente, T2 , donde T2 ? T 1 , puede encontrarse a partir del error E^ al ajusfar el error para tomar en cuenta el ángulo de elevación diferente . Se han realizado las simulaciones de los errores de pronóstico que muestran cómo estos errores varían con la dirección de elevación a partir del arreglo de fuentes y el contenido de frecuencia de la señal, como se describe en, por ejemplo, la solicitud de patente de R. U . copend iente No. , presentada el mismo d ía que esta solicitud , titulada "Processing Seismic Data" ("Procesamiento de datos sísmicos") referida temporalmente adjunta por su número de registro de notario 57.0913 GB NP, cuyo contenido se incorpora la presente para referencia. Éstas pueden utilizarse para proporcionar factores de escalamiento que permiten el cálculo del error probable E2 en la firma de campo lejano calculada para la segunda ubicación, con el ángulo de elevación T2, a ser obtenido al escalar adecuadamente el error Ei determinado a partir del paso 4 de la Figura 6a para un receptor en una primera ubicación que tiene un ángulo de elevación T1 .

En el caso general, la dirección de elevación a una ubicación puede tener un encabezado diferente y/o un ángulo de elevación diferente respecto a la dirección de elevación hacia otra ubicación. Con objeto de calcular el error probable E2 en la firma de campo lejano calculada para una segunda ubicación, el error Ei determinado en una ubicación debe instalarse para un cambio en el encabezado y/o para un cambio en el ángulo de elevación entre las dos ubicaciones, según sea apropiado.

El escalamiento puede realizarse, por ejemplo, utilizando una tabla de consulta adecuada, calculada a partir de simulaciones.

La Figura 7 es un diagrama de bloques esquemáticos de un aparato programable 26 de acuerdo con la presente invención. El aparato comprende un procesador de datos programable 27 con una memoria de programa 28, por ejemplo, en forma de memoria de sólo lectura (ROM), almacenar un programa para controlar el procesador de datos 27 a fin de implementar cualquiera de los métodos de procesamiento descritos con anterioridad. El aparato comprende además una memoria no volátil de lectura/escritura 29 para almacenar, por ejemplo, cualquier dato que deba ser conservado en ausencia de suministro de energía. Se proporciona una memoria "de trabajo" o de bloc de notas para el procesador de datos por una memoria de acceso aleatorio (RAM) 30. Se proporciona una interfaz de entrada 31 , por ejemplo, para recibir comandos y datos. Se proporciona una interfaz de salida 32, por ejemplo, para visualizar la información relacionada con el progreso y resultado del método. Los datos sísmicos para el procesamiento pueden suministrarse mediante la interfaz de salida 32, o pueden recuperarse alternativamente de un almacenamiento de datos legibles por máquina 33.

El programa para operar el sistema y para ¡mplementar un método como el descrito con anterioridad se encuentra almacenado en la memoria de programa 28, la cual puede incorporarse como una memoria de semiconductores, por ejemplo, del tipo de ROM conocida. Sin embargo, el programa puede almacenarse en cualquier otro medio de almacenamiento adecuado, tal como un portador de datos magnéticos 28a, tal como un "disco flexible" o CD-ROM 28b.

La invención se ha descrito con anterioridad con referencia a una configuración de prospección sísmica en la cual los receptores se proporcionan sobre/en cables marinos sísmicos remolcados. Sin embargo, la invención no se limita a esta y puede, por ejemplo, llevarse a cabo con una configuración de prospección sísmica en la cual los receptores se proporcionan sobre/en cables sísmicos en el lecho marino , o nodos en el lecho marino.

Cuando la invención se aplica con una configuración de prospección sísmica marina remolcada, la invención puede utilizarse en principio con cualquier configuración de prospección sísmica marina remolcada que tenga la fórmula general mostrada en la Figura 5. Sin embargo, debe observarse que los sistemas con las siguientes características son los más preferidos para su uso con la invención: receptores puntuales (es decir, cuando la señal accidentada receptor es registrada y procesada individualmente). Si únicamente las señales formadas en grupos se registran en el arreglo de receptores, entonces el método de la Figura 6b simularía preferentemente una medición formada en grupos, para consistencia con las mediciones realizadas en los receptores (y en una modalidad particularmente ventajosa el método de la Figura 6b es capaz de simular ya sea Una medición de receptor puntual o una medición formada en grupos, dependiendo de si se utilizaron los receptores puntuales o los receptores formados en grupos). - receptores espaciados densamente - esto es útil para eliminar el ruido de las marejadas proveniente del arreglo de receptores.

Estas características se encuentran en los sistemas Q-marine de WesternGeco.

Aunque los principios de la descripción se han descrito con anterioridad en conexión con aparatos y métodos específicos, debe comprenderse claramente que esta descripción se realiza únicamente a manera de ejemplo y no como limitante al alcance de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES

1 . Un método para monitorear un arreglo de fuentes sísmicas marinas, que comprende: a) tras el accionamiento del arreglo de fuentes sísmicas, (i) medi r la energía sísmica emitida por el arreglo de fuentes, utilizando al menos un sensor de campo cercano y (ii) adquirir datos sísmicos utilizando al menos un sísmico; b) pronosticar la firma de campo lejano del arreglo de fuentes en una o más de la(s) ubicación(es) del receptor proveniente(s) de la energ ía sísmica medida por el(los) sensor(es) de campo cercano; y c) para uno o más receptores, comparar la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor con los datos sísmicos adquiridos en el receptor.

2. U n método según la reivindicación 1 , donde pronosticar la firma de campo lejano del arreglo de fuentes en la(s) ubicación(es) del receptor com prende determinar las firmas nocionales para las fuentes del arreglo de fuentes sísm icas a partir de la energ ía s ísmica medida por el(los) sensor(es) de campo cercano.

3. U n método según la reivindicación 2 y que com prende además determinar, a partir de las firmas nocionales de las fuentes, la firma de campo lejano esperada del arreglo de fuentes en la (s) ubicación (es) del receptor.

4. U n método según cualquier reivindicación precedente y q ue comprende además accionar el arreglo de fuentes s ísmicas para emiti r energía sísmica.

5. Un método según cualquier reivindicación precedente, donde comparar la firma de campo lejano pronosticada en las ubicaciones de receptor con los datos sísmicos adquiridos en la(s) ubicación(es) del receptor comprende determinar, para al menos un receptor, la diferencia entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor.

6. Un método según la reivindicación 5, donde comparar la firma de campo lejano pronosticada en las ubicaciones de receptor con los datos sísmicos adquiridos en la(s) ubicación(es) del receptor comprende determinar, para al menos un receptor, la diferencia entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y la llegada directa adquirida en el receptor.

7. Un método según la reivindicación 5 o 6 y que comprende además pronosticar un error en la firma de campo lejano pronosticada para otra ubicación a partir de la diferencia entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor.

8. Un método según la reivindicación 7, donde pronosticar el error en la firma de campo lejano pronosticada para la otra ubicación comprende ajustar la diferencia entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor para una diferencia en la dirección de elevación entre la otra ubicación y la ubicación del receptor.

9. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, y que comprende obtener información acerca de la operación del arreglo de fuentes y/o el receptor a partir del resultado de la comparación de la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor con los datos sísmicos adquiridos en el receptor.

10. Un método según cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, y que comprende obtener información acerca de la posición del arreglo de fuentes con relación al receptor a partir del resultado de la comparación de la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor con los datos sísmicos adquiridos en el receptor.

1 1 . Un método que comprende: a) activar un arreglo de fuentes sísmicas y adquirir datos sísmicos en un receptor; b) determinar la diferencia entre los datos sísmicos adquiridos en el receptor y una firma de campo lejano pronosticada del arreglo de fuentes en la ubicación del receptor; y c) calcular un error en la firma de campo lejano pronosticada para otra ubicación a partir de la diferencia entre los datos sísmicos adquiridos en el receptor y la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor.

12. Un método según la reivindicación 10, donde calcular el error en la firma de campo lejano pronosticada para la otra ubicación comprende ajusfar la diferencia determinada entre la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor y los datos sísmicos adquiridos en el receptor para una diferencia en la dirección de elevación entre la otra ubicación y la ubicación del receptor.

1 3. Un método según la reivindicación 1 1 o 12 y que comprende pronosticar la firma de campo lejano del arreglo de fuentes sísmicas en la ubicación del receptor.

14. Un método según la reivindicación 1 3, donde pronosticar la firma de campo lejano de la fuente sísmica en la ubicación del receptor comprende pronosticar la firma de campo lejano de la fuente sísmica a partir de firmas nocionales de las fuentes del arreglo de fuentes.

1 5. Un método según la reivindicación 14 y que comprende adquirir datos en al menos n sensores de campo cercano tras el accionamiento del arreglo de fuentes sísmicas, donde el arreglo de fuentes comprende n fuentes; y determinar las firmas nocionales de la fuente a partir de los datos adquiridos en los sensores de campo cercano.

16. Un medio legible por computadora que contiene instrucciones que, cuando son ejecutadas en un procesador, implementan un método para monitorear un arreglo de fuentes sísmicas que comprenden: a) tras el accionamiento del arreglo de fuentes sísmicas, (i) medir la energía sísmica emitida por el arreglo de fuentes, utilizando al menos un sensor de campo cercano y (i¡) adquirir datos sísmicos utilizando al menos un sísmico; b) pronosticar la firma de campo lejano del arreglo de fuentes en una o más de la(s) ubicación(es) del receptor proveníente(s) de la energía sísmica medida por el(los) sensor(es) de campo cercano; y c) para uno o más receptores, comparar la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor con los datos sísmicos adquiridos en el receptor.

17. Un medio legible por computadora que contiene instrucciones que, cuando son ejecutadas en un procesador, implementan un método que comprende: determinar las diferencias entre los datos sísmicos adquiridos en el receptor y una firma de campo lejano pronosticada del arreglo de fuentes en la ubicación del receptor; y calcular un error en la firma de campo lejano pronosticada para otra ubicación a partir de la diferencia determinada entre los datos sísmicos adquiridos en el receptor y la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor.

1 8. Un aparato para monitorear un arreglo de fuentes sísmicas marinas, que comprende: uno o más sensores de campo cercano para medir la energía sísmica emitida por un arreglo de fuentes tras el accionamiento del arreglo de fuentes sísmicas, uno o más receptores sísmicos para medir la energía sísm ica emitida por el arreglo de fuentes, medios para pronosticar la firma de campo lejano del arreglo de fuentes en una o más ubicación(es) del receptor a partir de la energía sísmica medida por el(los) sensor(es) de campo cercano; y medios para comparar, para uno o más receptores, la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor con los datos sísmicos adquiridos en el receptor.

19. Un aparato para procesar datos sísmicos que comprende: medios para determinar la diferencia entre los datos sísm icos adquiridos en del receptor y una firma de campo lejano pronosticada del arreglo de fuentes en la ubicación del receptor; y medios para calcular un error en la firma de campo lejano pronosticada para otro ubicación a partir de la diferencia determinada entre los datos sísmicos adquiridos en el receptor y la firma de campo lejano pronosticada en la ubicación del receptor. RESU M EN U n método para monitorear un arreglo de fuentes sísmicas marinas comprende, tras el accionamiento de un arreglo de fuentes sísmicas (14) , realizar una medición de campo cercano de la energía sísmica emitida por el arreglo de fuentes sísmicas ( 14), utilizar al menos un sensor de campo cercano ( 1 5) y también adquirir datos sísmicos que utilizan al menos un receptor sísmico (1 8). La firma de campo lejano del arreglo de fuentes en una o más de la(s) ubicación(es) del receptor se calcula a partir de las mediciones de campo cercano de la energía sísmica emitida, y esta se compara con los datos sísmicos adquiridos en el(los) receptor(es). Esto proporciona una indicación de si el arreglo de fuentes y el método para pronosticar las firmas de campo lejano están funcionando correctamente.