MX2013005640A - Metodo y aparato para la eliminacion de fantasma de pre-pila de datos sismicos. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para la eliminación de fantasma de datos sísmicos recolectados con un sistema sísmico, los datos sísmicos estando relacionados con un subsuelo de un cuerpo de agua. El método incluye recibir los datos sísmicos registrados por detectores distribuidos a lo largo de un perfil de profundidad variable, calcular pliegues emigrados (d1) y emigrados de espejo (d2) basándose en los datos sísmicos, en donde los pliegues emigrados y emigrados de espejo dependen de una característica que caracteriza una configuración del sistema sísmico, aplicar un modelo de des-convolución de unión a los pliegues emigrados y emigrados de espejo (d1 y d2) para calcular un pliegue individual con fantasma eliminado (dg), y generar una imagen final del subsuelo con base en el pliegue individual con fantasma eliminado (dg). La característica no está presente en un pliegue después de un paso de apilado que se realiza antes de la generación de la imagen final.

Description

METODO Y APARATO PARA LA ELIMINACION DE FANTASMA DE PRE-PILA DE DATOS SISMICOS REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUDES RELACIONADAS La presente solicitud reclama el beneficio de prioridad bajo 35 U.S.C. § 119(e) para la Solicitud Provisional de E.U.A. No. 61/648,689 presentada el 18 de mayo, 2012. El c ontenido completo de este documento se incorpora aquí para referencia en la presente solicitud.

ANTECEDENTES CAMPO TECNICO Las modalidades del tema aquí descrito generalmente se refieren a métodos y sistemas y, más particularmente, a mecanismos y técnicas para la eliminación de fantasma de datos sísmicos adquiridos con un cable de profundidad variable.

DISCUSION DE LOS ANTECEDENTES La adquisición y procesamiento de datos sísmicos marinos generan una imagen de una estructura geofísica (subsuelo) bajo el lecho marino. Aunque esta imagen/perfil no proporciona una ubicación precisa de depósitos de petróleo y gas, esto sugiere, para aquellos expertos en la técnica, la presencia o ausencia de depósitos de petróleo y/o gas. De esa forma, proporcionar una imagen de alta resolución del subsuelo es un procedimiento en desarrollo para la exploración de recursos naturales.

Durante un procedimiento de recolección sísmica, como se muestra en la Figura 1, un recipiente 100 remolca varios detectores 12 dispuestos a lo largo de un cable 14. El cable 14 junto con sus detectores 12 correspondientes se denomina algunas veces por aquellos expertos en la técnica como un cable 16. El recipiente 10 puede remolcar varios cables 16 simultáneamente. Los cables pueden disponerse horizontalmente, es decir, yacen a una profundidad constante Zi con relación a la superficie 18 del océano. También, los varios cables 16 pueden formar un ángulo constante (es decir, los cables pueden estar inclinados) con respecto a la superficie del océano como se describe en la Patente de E.U.A. No. 4,992,992, cuyo contenido completo se incorpora aquí para referencia. La Figura 2 muestra tal configuración en donde todos los detectores 12 están distribuidos a lo largo de una linea de fuerza inclinada 14 que hace un ángulo contante a con una línea de referencia horizontal 30.

Con referencia a la Figura 1, el recipiente 10 también remolca una fuente sísmica 20 configurada para generar una onda acústica 22a. La onda acústica 22a se propaga hacia abajo y penetra el lecho marino 24, que se refleja eventualmente por una estructura reflejante 26 (reflector). La onda acústica reflejada 22b se propaga hacia arriba y es detectada por el detector 12. Para simplicidad, la Figura 1 muestra únicamente dos trayectorias 22a que corresponden a la onda acústica. Sin embargo, la onda acústica emitida por la fuente 20 puede ser substancialmente una onda esférica, por ejemplo, si se propaga en todas las direcciones iniciando de la fuente 20. Algunas de las ondas acústicas reflejadas 22b (primarias) se registran por los varios detectores 12 (las señales registradas son todas llamadas trazos) mientras algunas ondas detectadas 22c pasan por los detectores 12 y llegan a la superficie de a gua 18. Debido a que la superficie colindante entre el agua y el aire está bien aproximada como un reflector casi perfecto (es decir, la superficie de agua actúa como un espejo para las ondas acústicas), la onda reflejada 22c se refleja de regreso hacia el detector 12 como se muestra por la onda 22d en la Figura 1. La onda 22d normalmente es denominada como una onda fantasma debido a que es por un reflejo falso. Los fantasmas también se registran por el detector 12, pero con la polaridad inversa y un retraso relativo a la onda primaria 22b. El efecto degenerativo que tiene la llegada de fantasma sobre el ancho de banda sísmica y las resoluciones es conocido. En esencia, la interferencia entre llegadas primarias y fantasmas causa muescas, o espacios, en el contenido de frecuencia que registran los detectores.

Los trazos pueden utilizarse para determinar el subsuelo (es decir, la estructura terrestre bajo la superficie 24) y para determinar la posición y presencia de los reflectores 26. Sin embargo, los fantasmas interrumpen la precisión de la imagen final del subsuelo y, al menos por esta razón, existen varios métodos para remover fantasmas, es decir, eliminación de fantasmas, desde los resultados de un análisis sísmico.

Sin embargo, la mayoría de los métodos existentes están diseñados para manejar datos sísmicos registrados con cables horizontales, es decir, datos sísmicos recolectados a la misma profundidad (datos) con relación a la superficie del océano. Desarrollos recientes requieren que los métodos de procesamiento manejen datos sísmicos recolectados con cables curveados y/o inclinados, es decir, datos sísmicos recolectados por receptores localizados a profundidades variables.

Por consiguiente, sería deseable proporcionar sistemas y métodos para el procesamiento sísmico 3D que permitan la formación de imágenes de la geología del subsuelo basados en datos sísmicos marinos registrados a diferentes profundidades de agua.

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION De acuerdo con una modalidad ilustrativa, existe un método para la eliminación de fantasmas de datos sísmicos recolectados con un sistema sísmico. El método incluye recibir los datos sísmicos registrados por detectores distribuidos a lo largo de un perfil de profundidad variable; calcular pliegues emigrados (di) y emigrados de espejo (d2) basándose en los datos sísmicos, en donde los pliegues emigrados y emigrados de espejo dependen de una característica que representa una configuración del sistema sísmico; aplicar un modelo de des-convolución de unión a los pliegues emigrados y emigrados de espejo ( d 1 , d2) para calcular un pliegue individual con fantasma eliminado (dg)¡ y generar una imagen final del subsuelo con base en el pliegue individual de fantasma eliminado (dg). La característica no está presente en un pliegue después de un paso de apilado que se realiza antes de la generación de la imagen final.

De acuerdo con otra modalidad ilustrativa, existe un dispositivo de cómputo para eliminar fantasmas de datos sísmicos recolectados con un sistema sísmico, los datos sísmicos están relacionados con un subsuelo de un cuerpo de agua. El dispositivo de cómputo incluye una inferíase para recibir los datos sísmicos registrados por detectores distribuidos a lo largo de un perfil de profundidad variable; y un procesador conectado a la inferíase. El procesador está configurado para calcular pliegues emigrados (d y emigrados de espejo (d2) basándose en los datos sísmicos, en donde los pliegues emigrados y emigrados de espejo dependen de una característica que representa una configuración del sistema sísmico, aplicar un modelo de des-convolución de unión a los pliegues emigrados y emigrados de espejo (di, d2) para calcular un pliegue individual con fantasma eliminado (dg), y generar una imagen final del subsuelo basándose en el pliegue individual con fantasma eliminado (dg). La característica no está presente en un pliegue después de un paso de apilado que se realiza antes de la generación de la imagen final.

De acuerdo incluso con otra modalidad ilustrativa, existe un medio legible por computadora no transitorio que incluye instrucciones ejecutables por computadora, en donde las instrucciones, cuando se ejecutan por una computadora, implementan el método discutido anteriormente.

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS Los dibujos anexos, que se incorporan y constituyen una parte de la especificación, ilustran una o más modalidades y, junto con la descripción, explican estas modalidades. En los dibujos: La Figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema de adquisición de datos sísmicos convencional que tiene un cable horizontal; La Figura 2 es un diagrama sísmico de un sistema de adquisición de datos sísmicos convencional que tiene un cable inclinado; La Figura 3 es un cuadro de flujo de un método para la eliminación de fantasma de pre-pila de acuerdo con una modalidad; La Figura 4A ilustra un pliegue emigrado; La Figura 4B ilustra un pliegue emigrado de espejo; La Figura 4C ilustra un modelo fantasma; La Figura 4D ilustra un modelo fantasma de espejo; La Figura 4E ilustra un pliegue con fantasma eliminado; La Figura 5 es un cuadro de flujo de otro método para la eliminación de fantasma de pre-pila de acuerdo con una modalidad; La Figura 6 es un diagrama esquemático de un cable de profundidad variable; y La Figura 7 es un diagrama esquemático de un aparato de procesamiento configurado para realizar un método novedoso de acuerdo con una modalidad ilustrativa.

DESCRIPCION DETALLADA La siguiente descripción de las modalidades ilustrativas se refiere a los dibujos anexos. Los mismos números de referencia en diferentes dibujos identifican elementos ¡guales o similares. La siguiente descripción detallada no limita la invención. En vez de esto, el alcance de la invención se define por las reivindicaciones anexas. Las siguientes modalidades se discute, para simplicidad, con respecto a un método para la eliminación de fantasma de pre-pila de datos sísmicos de profundidad variable basándose en des-convolución de unión de datos de emigración y datos de emigración de espejo. Sin embargo, las modalidades que se van a discutir a continuación no están limitadas a estos procedimientos, si no que pueden aplicarse a otros procedimientos utilizados para procesar datos sísmicos u otros datos relacionados con la determinación de la posición de una estructura que no se puede alcanzar directamente para mediciones.

La referencia a través de la especificación a "una modalidad" o "una modalidad" significa que un aspecto, estructura, o característica particular, descrita en conexión con una modalidad se incluye al menos en una modalidad del tema descrito. De esa forma, la aparición de las frases "en una modalidad" o "en la modalidad" en varios lugares a través de esta especificación no necesariamente está haciendo referencia a la misma modalidad. Además, los aspectos, estructuras, o características particulares pueden combinarse en cualquier forma adecuada en una o más modalidades.

De acuerdo con una modalidad ilustrativa, existe un método para eliminar fantasma de datos sísmicos recolectados con un sistema sísmico. El método calcula pliegues emigrados y emigrados de espejo basándose en datos sísmicos registrados, en donde los pliegues emigrados y emigrados de espejo dependen de una característica que representa una configuración del sistema sísmico, entonces aplica un modelo de des-convolución de unión a los pliegues emigrados y emigrados de espejo para calcular un pliegue individual con fantasma eliminado; y generar una imagen final del subsuelo basándose en el pliegue individual con fantasma eliminado. La característica no está presente en un pliegue después que se realiza un paso de apilado antes de generar una imagen final.

De acuerdo incluso con otra modalidad ilustrativa, los datos sísmicos que se procesan se recolectan utilizando cables que tienen un perfil curveado, es decir, parte de los detectores no se proporcionan sobre un cable inclinado, aunque los detectores tienen profundidades variables con relación a la superficie del agua. Estas clases de cables se describieron en la Solicitud de Patente Francesa presentada Serie No. FR1052576, titulada "Método y Dispositivo para Adquirir Datos Sísmicos Marinos", cuyo contenido completo se incorpora aquí para referencia, y también en la Solicitud de Patente de E.U.A. No. 13/272,428 (aquí '428), presentada el 13 de octubre, 2011, y titulada, "Método y Dispositivo para Adquirir Datos Sísmicos", cuyo contenido completo se incorpora aquí para referencia.

De acuerdo con otra modalidad ilustrativa, se adapta un método de eliminación de fantasma de pre-pila novedoso a cualquier técnica de adquisición de banda ancha. Antes de discutir los detalles del método de pre-pila novedoso, una idea general de un método de eliminación de fantasma de pre-pila está en orden. El método confía en emigración de datos así como emigración de espejo de datos. El método realiza una des-convolución de unión de estos dos grupos de datos como se discute a continuación. Una emigración de espejo se denomina como un procedimiento que emigra datos desde u n grupo duplicado de receptores (grupo virtual de receptores) que se reflejan sobre la superficie con relación al conjunto real de receptores.

En emigración convencional, se apilan eventos primarios, mientras los eventos de fantasma imperfectamente apilados están presentes en la forma de una pequeña onda de fantasma residual casual (por ejemplo, retrasando los primarios). De manera inversa, en la emigración de espejo, se apilan eventos de fantasma con su polaridad invertida, mientras los eventos primarios imperfectamente apilados están presentes en la forma de una pequeña onda residual anti-casual (es decir, los primarios residuales proceden a fantasmas con imágenes bien creadas).

Más específicamente, un método para la eliminación de fantasma de pre-pila basándose en des-convolución de unión de emigración y conjunto de datos de emigración de espejo puede expresarse matemáticamente como: di(t) = gm¡n (t) * r(t) d2(t) = gmax (t) * r(t), (1) en donde di(t) representa un trazo emigrado, d2(t) representa un trazo emigrado de espejo, gm¡n(t) es un operador casual (o en un sentido más restringido, un operador de fase mínima) que representa el fantasma residual de la emigración, gmax(t) es un operador anticasual (o en un sentido más restringido, un operador de fase máxima) que representa el fantasma residual de la emigración de espejo, r(t) es la reflectividad del subsuelo sondeado, y "*" representa la operación de convolución.

Esta formación de imagen doble de la misma reflectividad r(t) con dos puntos de vista diferentes (es decir, gmin y gmax) se utiliza para extraer la verdadera amplitud de emigración con fantasma eliminado. Esto puede considerarse una visión binocular de la reflectividad con la imagen de emigración convencional "a color" por una distorsión de fase mínima normalizada, y la imagen de emigración de espejo "a color" por una distorsión de fase máxima normalizada. Para recuperar la reflectividad en "color verdadero" (es decir, sin distorsión), una des-convolución de fase máxima de unión y fase mínima, se aplica en los conjuntos de datos de emigración y emigración de espejo.

Diferente a la des-convolución convencional, esto es un problema matemático bien planteado, que significa que tiene una solución única, incluso cuando los operadores tienen muescas espectrales perfectas. Por lo tanto, no hay requisito para la suposición usual, que la ref lectividad es blanca; el espectro de amplitud de la reflectividad permanece arbitrario.

La técnica de eliminación de fantasma de des-convolución de unión en conjuntos de datos emigrados y emigrados de espejo es adecuada para la adquisición de cable de profundidad variable. La técnica es completamente 3D debido a que no hace suposiciones 2D y no tiene limitaciones en la dirección de línea transversal, haciéndola adecuada para azimut ancho así como encuestas 3D.

El método discutido anteriormente puede adaptarse a la eliminación de fantasma de pre-pila. Un pliegue emigrado, antes de apilado, tiene una dimensión extra debido a la desviación h, u otra dimensión, por ejemplo, ángulo. La desviación h representa una distancia horizontal entre la fuente sísmica y un receptor que registra la onda sísmica generada por la fuente sísmica. De esa forma, de acuerdo con una modalidad ilustrada en la Figura 3, un método de eliminación de fantasma de pre-pila novedoso incluye un paso 300 para recibir conjuntos de datos emigrados y emigrados de espejo. En una aplicación, los datos sísmicos registrados se procesan para generar el conjunto de datos de espejo y el conjunto de datos emigrado de espejo. Un modelo de des-convolución de unión se establece en el paso 302 para cada desviación h. El modelo de des-convolución de unión puede escribirse como sigue: < t, h) = gmin(t, h) * r(t, h) d2(t, h) = gmax(t, h) * r(t, h), (2) en donde la operación "*" es una convolución en el dominio t, di(t, h) es el pliegue emigrado, d2(t, ) es el pliegue emigrado de espejo, gm¡n(t, h) es el fantasma casual para la desviación h, gmax(t, h) es el fantasma de espejo anti-casual para desviación h, y r(t, h) es la reflectividad asociada con el subsuelo sondeado. Observar que cada operador y pliegue ahora depende de la desviación h. Un modelo para la reflectividad puede establecerse en el paso 304, por ejemplo, como una suma de funciones T¡(h) que depende de la inclinación h pero no el tiempo t. La suma también puede incluir coeficientes que dependen de tiempo a¡(t) como sigue: r(/,/7)= (0W) , (3) en donde T¡(h) es, por ejemplo, un conjunto de polinomios o polinomios ortogonales, y p es un número definido por usuario.

Los operadores gmin(t, h) y gmax(t, h) pueden tener diferentes formas paramétricas, y una de ellas se selecciona en el paso 306. Por ejemplo, una forma paramétrica para los operadores casuales y anti-casuales se proporciona por: gm¡n(t, h) = 1 - d(t - Ath) 9max(t, h) = 1 - d(t - At'h), (4) en donde d(t - Ath) es una función que realiza el operador de retraso Ath sobre cierto ancho de banda, y los retrasos de tiempo Ath y At'h son números positivos.

Otra forma paramétrica para los operadores gm¡n(t, h) y gmax(t, h) puede proporcionarse por operadores separados que tienen la parte activa que dependen de la desviación. Para esta parametrización, la parte activa (muestras de no cero) del operador casual gm¡n(t, h) puede proporcionarse por muestras de tiempo mh-lh a mh + lh, y la parte activa del operador anti-casual gmax(t, h) puede proporcionarse por muestras de tiempo — n h + 1 h a -nh-lh de acuerdo con la siguiente ecuación: AL-ttO-l-? Ato '**»*) k=nh~lh t (5) en donde ó(t-ndt) es 1 si t es la n° de muestra ndt, o 0 de otra forma.

Como un caso especial, la restricción gmax(t, h) = gm¡n(-t, h) puede imponerse en este modelo. Los coeficientes a¡(t) en la ecuación (3) y los operadores gm¡n(t, h), gmax(t, h) que tienen la forma presentada por ecuaciones (4) o (5) pueden encontrarse al minimizar una función de costo C en el paso 308. La función de costo C puede definirse como: C(s(,grain)gmax) (6) en donde M(t, h) es una función muda que comúnmente se utiliza en el procesamiento de pliegue para silenciar varios datos, por ejemplo, ruido. Observar que la función de costo incluye una suma sobre todos los tiempos y todas las desviaciones.

Una vez que los coeficientes a¡(t) y los operadores gm¡n(t, h), max( , h) se calculan, la reflectividad r(t, h) puede calcularse en el paso 310 al utilizar la ecuación (3), es decir, /*½/?)= (0W») Entonces, el modelo de fantasma g^t, h) y el modelo fantasma de espejo g2( , h) puede calcularse en el paso 312, para cada tiempo t y desviación h utilizando las ecuaciones: gi(t, h) = gmin(t, h)*r(t, h) - r(t, h) g2(t, h) = gmax(t, h)*r(t, h) - r(t, h), (7) Un pliegue con fantasma eliminado dg^t, h) y un pliegue de espejo con fantasma eliminado dg2(t, h) entonces puede calcularse en el paso 314 al restar los modelos fantasma de los pliegues originales, es decir, al calcular: dgi(t, h) = d,(t, h) - gi(t, h) dg2(t, h) = d2(t, h) - g2(t, h), (8) El paso anterior 314 de restar puede reemplazarse por una resta adaptable.

Una vez que el pliegue con fantasma eliminado dg! y el pliegue de espejo con fantasma eliminado dg? se calculan, es posible calcular un pliegue individual con fantasma eliminado dg para la desviación h y tiempo t en el paso 316 al utilizar la ecuación: Entonces, los pliegues con fantasma eliminado se apilan para que se remueva la dependencia en la desviación h y puedan aplicarse otras técnicas de procesamiento para generar una imagen final, en el paso 318, del subsuelo sondeado.

Al tomar un conjunto de datos sísmicos sintéticos y al utilizar los algoritmos discutidos anteriormente con respecto a la Figura 3, se han calculado las siguientes cantidades. La Figura 4A ilustra un pliegue emigrado d! que incluye primario 400 y fantasma 402, la Figura 4B ilustra el pliegue emigrado de espejo d2, la Figura 4C ilustra el modelo de fantasma g( calculado basándose en la ecuación (7), la Figura 4D ¡lustra el modelo de fantasma de espejo g2 calculado basándose también en la ecuación (7), y la Figura 4E ilustra el pliegue con fantasma eliminado dg calculado basándose en la ecuación (9).

El algoritmo anterior puede implementarse como un método como se discute ahora con respecto a la Figura 5. Un método para eliminar fantasma de datos sísmicos recolectados con un sistema sísmico incluye un paso 500 para recibir los datos sísmicos registrados por detectores distribuidos a lo largo de un perfil de profundidad variable, un paso 502 para calcular pliegues emigrados (d^ y emigrados de espejo (d2) basándose en los datos sísmicos, en donde los pliegues emigrados y emigrados de espejo dependen de una característica que caracteriza una configuración del sistema sísmico, un paso 504 para aplicar un modelo de des-convolución de unión a los pliegues emigrados y emigrados de espejo (d^ d2) para calcular un pliegue individual con fantasma eliminado (dg), y un paso 506 para generar una imagen final del subsuelo basándose en el pliegue individual con fantasma eliminado (dg). La característica no está presente en un pliegue después que se realiza un paso de apilado antes de la generación de la imagen final.

El procedimiento de recolectar datos sísmicos marinos ha discutido en '428 y, de esa forma, este procedimiento no se repite aquí. Además, la solicitud de patente identificada anteriormente identificó la posibilidad de recolectar datos no únicamente al utilizar cables tradicionales, es decir, los detectores que yacen a lo largo de líneas horizontales o a lo largo de una línea inclinada, si no también al utilizar cables novedosos en donde parte de los detectores pueden yacer en un perfil curveado (profundidades variables) o cables que tienen múltiples secciones inclinadas. Además, los datos sísmicos pueden recolectarse con nodos independientes que están fijados al fondo del océano o están flotando en el agua. Por ejemplo, es posible tener varios vehículos submarinos autónomos (AUV) que están localizados en un perfil curveado mientras son estacionarios o se mueven en el agua registrando datos sísmicos.

Un cable de profundidad variable se ilustra en la Figura 6, en donde un cable 600 tiene un perfil de profundidad variable, parametrizado definido por tres cantidades paramétricas, z0, s0 y hc. Observar que el cable completo no tiene que tener el perfil curveado. En otras palabras, el perfil curveado no debe construirse para aplicar siempre a la longitud completa del cable. Aunque esta situación es posible, las modalidades ilustrativas no prohiben tener el perfil curveado aplicado únicamente a una porción del cable. El primer parámetro z0 indica la profundidad del primer detector 620a con relación a la superficie 640 del agua. Este parámetro puede tener un valor en el rango de metros a decenas de metros. Por ejemplo, z0 puede ser de aproximadamente 6 m. Sin embargo, como se reconocería por aquellos expertos en la técnica, el valor de z0 depende de cada aplicación y puede relacionarse con la profundidad del océano, la profundidad de los reflectores, la energía de la fuente de sonido, etc.

El segundo parámetro s0 está relacionado con la inclinación de la parte inicial del cable 680a con relación a una línea horizontal 660. El ángulo s0 se ilustra en la Figura 6 y se determina por una tangente T a una parte inicial del cable y la línea horizontal 660. Observar que la inclinación del perfil curveado en el punto 620a se proporciona por una relación del cambio del perfil curveado a lo largo del eje z con respecto al cambio a lo largo del eje x. La inclinación de esa forma es igual al valor matemático de la tangente del ángulo s0, es decir, inclinación (en el punto 620a en la Figura 6) = tan (s0). Además, observar que para pequeños ángulos (por ejemplo, cinco o menos grados), tan (s0) es aproximadamente igual a s0, si el ángulo se expresa en radianes y no en grados. De esa forma, para pequeños ángulos, la inclinación y el ángulo pueden utilizarse intercambiablemente. En una modalidad, el valor de s0 puede estar entre 0 y 6 grados. El ejemplo mostrado en la Figura 6 tiene un ángulo inicial s0 igual a substancialmente 3 grados. Observar que el perfil del cable 600 en la Figura 6 no está dibujado a escala, debido a que un ángulo de 3 grados es una cantidad relativamente pequeña.

El tercer parámetro hc indica una longitud horizontal (distancia a lo largo del eje x en la Figura 6 medida desde el primer detector 620a) de la porción curveada del cable. Este parámetro puede estar en el rango de cientos a miles de metros. Por ejemplo, hc es aproximadamente de 3,000 m para la configuración mostrada en la Figura 6. Este parámetro define el extremo de la parte curveada del cable 600. En otras palabras, el cable 600 puede tener una primera porción 680a que tiene un primer perfil curveado y una segunda porción 680b que es ya sea plana o tiene un perfil curveado diferente. El parámetro hc define la primera porción 680a. Observar que en una aplicación el cable 600 tiene tanto la primera porción 680a como la segunda porción 680b, aunque en otra aplicación el cable 600 tiene únicamente la primera porción 680a. En otras palabras, en algunas modalidades, el cable no se extiende a lo largo del perfil curveado completo, es decir, una longitud del cable proyectado sobre el eje X que es menor que hc.

Varios resonadores 650 se distribuyen a lo largo del cable para lograr el perfil curveado deseado. De acuerdo con otra modalidad ilustrativa, el perfil curveado del cable 600 puede describirse, aproximadamente, por las siguientes ecuaciones: (1)?(h) = z0+s0h 1 parah=hc, y (2) z(h) = z0 + sQ¦ 0.5 · h para h > Ac.

En estas ecuaciones, z se mide a lo largo del eje Z, y h se mide a lo largo del eje X, en donde Z es perpendicular a la superficie del agua y X se extiende a lo largo de la superficie del agua. También, se observa que únicamente la ecuación (1) puede ser suficiente para definir la forma del cable, dependiendo de la longitud del cable. En otras palabras, en algunas modalidades, el cable no tiene que tener la porción plana. Para estas ecuaciones especificas, se encontró que la claridad de las imágenes del subsuelo mejora substancialmente. Aquellos expertos en la técnica entenderán que los valores proporcionados por las ecuaciones (1) y (2) son aproximados debido a que los detectores 670 están bajo movimiento constante ejercido por varias corrientes de agua y el movimiento del recipiente. En otras palabras, se entiende que los detectores proporcionados substancialmente sobre el perfil curveado descrito por la ecuación (1) y/o (2), por ejemplo, en posiciones tan cerca como 10 a 20% a la curva real en términos de la profundidad real z(h), se prevén para cubrirse por las ecuaciones mencionadas anteriormente. Lo mismo es verdadero para resonadores 650 configurados para mantener el perfil curveado, que puede ser uno de una parábola, un círculo, una hipérbola o una combinación de estas formas. Una vez que la curva parametrizada asociada con el perfil curveado deseado se selecciona, se calculan profundidades correspondientes del resonador 650 y, cuando la encuesta sísmica se inicia, esas profundidades se programan o se transmiten a los resonadores para que mantengan esas profundidades durante la encuesta sísmica. De esta forma, el perfil curveado deseado se logra y se mantiene durante la encuesta sísmica.

Aunque el cable de perfil curveado discutido anteriormente proporciona mejores resultados que los perfiles de cable existentes, el procesamiento discutido en las modalidades previas se aplica igualmente a perfiles de resonador tradicionales (por ejemplo, horizontales, inclinados).

Los procedimientos y métodos discutidos anteriormente pueden implementarse en un aparato de procesamiento ilustrado en la Figura 7. Se pueden utilizar hardware, firmware, software o una combinación de los mismos para realizar varios pasos y operaciones aquí descritos. El aparato de procesamiento 700 de la Figura 7 es una estructura de cómputo ilustrativa que puede utilizarse en conexión con tal sistema.

El aparato de procesamiento ilustrativo 700 adecuado para realizar las actividades descritas en las modalidades ilustrativas puede incluir un servidor 701. Tal servidor 701 puede incluir un procesador central (CPU) 702 acoplado a una memoria de acceso aleatorio (RAM) 704 y a una memoria de sólo lectura (ROM) 706. La ROM 706 también puede ser de otros tipos de medios de almacenamiento para almacenar programas, tal como ROM programable (PROM), PROM borrable (EPROM), etc. El procesador 702 puede comunicarse con otros componentes internos y externos a través de sistemas de circuitos de entrada/salida (l/O) 708 y conductores comunes 710, para proporcionar señales de control y similares. El procesador 702 lleva a cabo una variedad de funciones como se conoce en la técnica, según dictado por instrucciones de software y/o firmware.

El servidor 701 también puede incluir uno o más dispositivos de almacenamiento de datos, incluyendo unidades de disco duro 712, unidades de CD-ROM 714, y otro hardware capaz de leer y/o almacenar información tal como DVD, etc. En una modalidad, el software puede llevar a cabo los pasos discutidos anteriormente puede almacenarse y distribuirse en un CD-ROM 716, disquetes 718 u otra forma de medios capaz de almacenar de manera portátil información. Estos medios de almacenamiento pueden insertarse en, y leerse por, dispositivos tales como una unidad de CD-ROM 714, unidad de disco 712, etc. El servidor 701 puede acoplarse a una pantalla 720, que puede ser de cualquier tipo de pantalla conocida o pantalla de presentación, tal como LCD, pantalla de plasma, tubos de rayo de cátodo (CRT), etc. Se proporciona una interfase de entrada de usuario 722, incluyendo uno o más mecanismos de interfase de usuario tales como un ratón, teclado, micrófono, almohadilla táctil, pantalla táctil, sistema de reconocimiento de voz, etc.

El servidor 701 puede acoplarse a otros dispositivos, tales como fuentes, detectores, etc. El servidor puede ser parte de una configuración de red más grande como en una red de área global (GAN) tal como Internet 728, que permite la conexión final a varios dispositivos de cómputo de línea terrestre y/o móviles.

Las modalidades ilustrativas descritas proporcionan un aparato y un método para el procesamiento de datos sísmicos. Se debe entender que esta descripción no pretende limitar la invención. Por el contrario, las modalidades ilustrativas pretenden cubrir alternativas, modificaciones y equivalentes, que se incluyen en el espíritu y alcance de la invención como se define por las reivindicaciones anexas. Además, en la descripción detallada de las modalidades ilustrativas, numerosos detalles específicos se establecen con el fin de proporcionar un entendimiento comprensivo de la invención reclamada. Sin embargo, un experto en la técnica entendería que pueden practicarse varias modalidades sin tales detalles específicos.

Aunque las características y elementos de las presentes modalidades ilustrativas se describen en las modalidades en combinaciones particulares, cada característica o elemento puede utilizarse solo sin las otras características y elementos de las modalidades y en varias combinaciones con o sin otras características y elementos aquí descritos.

Esta descripción escrita utiliza ejemplos del tema descrito para permitir a cualquier experto en la técnica practicar los mismos, incluyendo hacer y utilizar cualquiera de los dispositivos o sistemas y realizar cualquiera de los métodos incorporados. El alcance patentable del tema se define por las reivindicaciones, y puede incluir otros ejemplos que ocurren para aquellos expertos en la técnica. Tales otros ejemplos pretenden estar dentro del alcance de las reivindicaciones.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. - Un método para eliminar fantasma de datos sísmicos recolectados con un sistema sísmico, los datos sísmicos están relacionados con un subsuelo de un cuerpo de agua, el método comprende: recibir los datos sísmicos registrados por detectores distribuidos a lo largo de un perfil de profundidad variable; calcular pliegues emigrados (d^ y emigrados de espejo (d2) basándose en los datos sísmicos, en donde los pliegues emigrados y emigrados de espejo dependen de una característica que representa una configuración del sistema sísmico; aplicar un modelo de des-convolución de unión a los pliegues emigrados y emigrados de espejo (d1 f d2) para calcular un pliegue individual con fantasma eliminado (dg); y generar una imagen final del subsuelo basándose en el pliegue individual con fantasma eliminado (dg), en donde la característica no está presente en un pliegue después que se realiza un paso de apilado antes de generar la imagen final.

2. - El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde la característica es una desviación entre una fuente sísmica del sistema sísmico y los detectores.

3. - El método de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde la característica es un ángulo de una onda incidente a un detector correspondiente.

4. - El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el paso de aplicar un modelo de des-convolución comprende: definir una reflectividad (r) como una suma de un grupo de polinomios (T¡) multiplicados por coeficientes correspondientes (a¡); parametrizar operadores fantasma (gm¡n) y de fantasma de espejo (gmax); definir una función de costo (C) basándose en la reflectividad (r) y los operadores fantasma (gmin) y de fantasma de espejo (gmax); y minimizar la función de costo (C) para determinar los coeficientes (a¡) y los operadores fantasma (gmin) y el fantasma de espejo (g

5. - El método de acuerdo con la reivindicación 4, que además comprende: calcular la reflectividad (r); y calcular el modelo fantasma (g^ y un modelo fantasma de espejo (g2), en donde el modelo fantasma (g se proporciona por una convolución del operador fantasma (gmin) con la reflectividad (r) y entonces se resta la reflectividad (r), y el modelo fantasma de espejo (g2) se proporciona por la convolución del operador fantasma de espejo (gmax) con la reflectividad (r) y entonces se resta la reflectividad (r).

6. - El método de acuerdo con la reivindicación 5, en donde el operador fantasma (gm¡n) es un operador de fase mínima casual y el operador fantasma de espejo (gmax) es un operador de fase máxima anti-casual.

7.- El método de acuerdo con la reivindicación 5, que además comprende; calcular un pliegue con fantasma eliminado (dg-,) basándose en el pliegue emigrado (d^ y el modelo fantasma {g^)^, y calcular un pliegue de espejo con fantasma eliminado (dg2) basándose en el pliegue emigrado de espejo (d2) y el modelo fantasma de espejo (g2).

8.- El método de acuerdo con la reivindicación 7, que además comprende: calcular el pliegue individual con fantasma eliminado (dg) basándose en el pliegue con fantasma eliminado (dg y el pliegue de espejo con fantasma eliminado (dg2).

9.- El método de acuerdo con la reivindicación 1, que además comprende: apilar el pliegue individual con fantasma eliminado (dg) para eliminar la característica.

10.- Un dispositivo de cómputo para eliminar fantasma de datos sísmicos recolectados con un sistema sísmico, los datos sísmicos están relacionados con un subsuelo de un cuerpo de agua, el dispositivo de cómputo comprende: una interfase para recibir los datos sísmicos registrados por detectores distribuidos a lo largo de un perfil de profundidad variable; y un procesador conectado a la interfase y configurado para, calcular pliegues emigrados (di) y emigrados de espejo (d2) basándose en los datos sísmicos, en donde los pliegues emigrados y emigrados de espejo dependen de una característica que representa una configuración del sistema sísmico, aplicar un modelo de des-convolución de unión a los pliegues emigrados y emigrados de espejo (d,, d2) para calcular un pliegue individual con fantasma eliminado (dg), y generar una imagen final del subsuelo basándose en el pliegue individual con fantasma eliminado (dg), en donde la característica no está presente en un pliegue después que se realiza un paso de apilado antes de generar la imagen final.

11. - El dispositivo de cómputo de acuerdo con la reivindicación 10, en donde la característica es una desviación entre un recipiente del sistema sísmico y los detectores.

12. - El dispositivo de cómputo de acuerdo con la reivindicación 10, en donde la característica es un ángulo de una onda incidente a un detector correspondiente.

13.- El dispositivo de cómputo de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el procesador además está configurado para: definir una reflectividad (r) como una suma de un conjunto de polinomios (??) multiplicados por coeficientes correspondientes (a¡); parametrizar operadores fantasma (gm¡n) y fantasma de espejo ( 9 max) i definir una función de costo (C) basándose en la reflectividad (r) y los operadores fantasma (gmin) y fantasma de espejo (gmax); y minimizar la función de costo (C) para determinar los coeficientes (a¡) y los operadores, fantasma (gm¡n) y fantasma de espejo (g max/ ·

14. - El dispositivo de cómputo de acuerdo con la reivindicación 13, en donde el procesador esta además configurado para: calcular la reflectividad (r); y calcular un modelo fantasma (gi) y un modelo fantasma de espejo (g2), en donde el modelo fantasma (g se proporciona por una convolución del operador fantasma (gmin) con la reflectividad (r) y entonces al restar la reflectividad (r); y el modelo fantasma de espejo (g2) se proporciona por la convolución del operador fantasma de espejo (gmax) con la reflectividad (r) y entonces al restar la reflectividad (r).

15. - El dispositivo de cómputo de acuerdo con la reivindicación 14, en donde el operador fantasma (gm¡n) es un operador de fase mínima casual y el operador fantasma de espejo (gmax) es un operador de fase máxima anti-casual.

16. - El dispositivo de cómputo de acuerdo con la reivindicación 14, en donde el procesador además está configurado para: calcular un pliegue con fantasma eliminado (dg basándose en el pliegue emigrado (d y el modelo fantasma (g ; y calcular un pliegue de espejo con fantasma eliminado (dg2) basándose en el pliegue emigrado de espejo (d2) y el modelo fantasma de espejo (g2).

17. - El dispositivo de cómputo de acuerdo con la reivindicación 16, en donde el procesador además está configurado para: calcular el pliegue individual con fantasma eliminado (dg) basándose en el pliegue con fantasma eliminado (dg y el pliegue de espejo con fantasma eliminado (dg2).

18. - El dispositivo de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el procesador además está configurado para: apilar el pliegue individual con fantasma eliminado (dg) para eliminar la característica.

19. - Un medio legible por computadora no transitorio que incluye instrucciones ejecutables por computadora, en donde las instrucciones, cuando se ejecutan por una computadora, implementan un método para eliminar fantasma de datos sísmicos recolectados con un sistema sísmico, los datos sísmicos están relacionados con un subsuelo de un cuerpo de agua, el método comprende: recibir los datos sísmicos registrados por detectores distribuidos a lo largo de un perfil de profundidad variable; calcular pliegues emigrados (di) y emigrados de espejo (d2) basándose en los datos sísmicos, en donde los pliegues emigrados y emigrados de espejo dependen de una característica que representa una configuración del sistema sísmico; aplicar un modelo de des-convolución de unión a I os pliegues emigrados y emigrados de espejo (d1f d2) para calcular un pliegue individual con fantasma eliminado (dg); y generar una imagen final del subsuelo basándose en el pliegue individual con fantasma eliminado (dg), en donde la característica no está presente en un pliegue después que se realiza un paso de apilado antes de generar la imagen final.

20.- El medio de acuerdo con la reivindicación 19, en donde la característica es una desviación entre una fuente sísmica del sistema sísmico y los detectores o un ángulo de una onda incidente a un detector correspondiente.