MX2014001334A

MX2014001334A - Sistemas y metodos para detectar ruido del oleaje en un recolector sismico.

Info

Publication number: MX2014001334A
Application number: MX2014001334A
Authority: MX
Inventors: Maiza Bekara
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2013-02-01
Filing date: 2014-01-31
Publication date: 2014-09-03
Also published as: BR102014002455B1; AU2014200562B2; EP2762926B1; BR102014002455A2; MX338248B; SG2014004923A; EP2762926A2; AU2014200562A1; EP2762926A3; US9310504B2; US20140219052A1

Abstract

Se describen sistemas y métodos para detectar el ruido del oleaje en datos geofísicos; en particular, los sistemas y métodos reciben datos sísmicos como entrada e iterativamente generan una máscara de señal de los datos sísmicos; los datos sísmicos pueden ser generados por el hidrófono o geófono; la máscara de la señal puede utilizarse para identificar las trazas en los datos sísmicos que están contaminados con ruido del oleaje e identificar las frecuencias de las trazas contaminadas que están contaminadas con el ruido del oleaje.

Description

SISTEMAS Y MÉTODOS PARA DETECTAR RUIDO DEL OLEAJE EN UN RECOLECTOR SÍSMICO ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En las últimas décadas, la Industria petrolera ha invertido mucho en el desarrollo de técnicas de estudio sísmico marino que generen conocimiento de formaciones subterráneas debajo de una masa de agua con el fin de encontrar y extraer valiosos recursos minerales, tal como el petróleo. Las imágenes sísmicas de alta resolución de una formación subterránea son esenciales para la interpretación sísmica cuantitativa y el monitoreo mejorado de los depósitos. Para una investigación sísmica marina típica, una embarcación de exploración sismológica remolca una fuente sísmica y uno o más cables marinos que forman una superficie de adquisición de datos sísmicos por debajo de la superficie del agua y sobre una formación subterránea a ser investigada en búsqueda de depósitos minerales. El barco contiene equipo de adquisición sísmica, tal como control de navegación, control de fuente sísmica, control de receptor sísmico y equipo de registro. El control de fuente sísmica provoca que la fuente sísmica, la cual normalmente es un arreglo de elementos fuente, tales como pistolas de aire para producir impulsos acústicos en los momentos seleccionados. Cada impulso es una onda de sonido que se desplaza a través del agua y dentro de la formación subterránea. En cada interfaz entre diferentes tipos de roca, una porción de la onda de sonido se refleja y otra porción se refleja de regreso en el cuerpo de agua para propagarse hacia la superficie. Los cables marinos estibados debajo del barco son estructuras similares a cable alargadas. Cada cable marino incluye una serie de receptores o sensores sísmicos que detectan la presión y/o campos de onda de velocidad asociados con las ondas sonoras reflejadas de regreso en el agua de la formación subterránea.

Ya que tradicionalmente se realizan estudios navales cerca de la superficie libre de un cuerpo abierto de agua, como un océano, mar o lago, datos del estudio pueden ser impactados por las condiciones en la superficie del agua. Por ejemplo, el ruido del oleaje puede ser un problema significativo en los estudios en mar abierto. Los resultados del ruido del oleaje, que son una serie de ondas superficiales generadas por las condiciones de mal tiempo. Ya que las olas se dispersan desde su origen, el oleaje típicamente tiene una longitud de onda más larga que las ondas generadas por el viento local y ocurren como ruido de gran amplitud, baja frecuencia (por ejemplo, entre aproximadamente 0 - 20 Hz) que se puede observar en imágenes geofísicas (por ejemplo, imágenes sísmicas). La figura 1 muestra una gráfica de un recolector generado por hidrófonos en un estudio marino. El ruido de las olas puede identificarse en la figura 1 como rayas verticales. El ruido de las olas negativamente afecta la calidad de los datos sísmicos y puede ser suficientemente grave como para suspender un estudio.

Soluciones típicas para la industria para uso de la atenuación de ruido del oleaje superponen las ventanas locales de tiempo y espacio ("t-x") que cubren la sección entera de recolección sísmica de entrada. Las ventanas son filtradas independientemente y entonces se fusionan para la construcción de la sección de recolección sísmica de salida. Cada ventana es representada para el dominio de frecuencia-espacio ("f-x") y procesada en dos etapas. La primera etapa es la detección de lugares de ruido del oleaje en el espectro f-x y la segunda etapa es la eliminación de ruido por interpolación, utilizando un filtro de error de proyección/predicción ("PEF") (véase por ejemplo, "atenuación de ruido aleatorio de conservación de la señal por la proyección de f-x," por R. Soubaras, SEG Expanded Abstracts 13, pp. 1576-1579, 1994). La detección de ruido del oleaje es a menudo el embotellamiento computacional y cualquier mejora en la detección de ruido del oleaje mejora el rendimiento de detección de ruido y filtrado. Un problema potencial con las soluciones de la industria actual para eliminar ruido del oleaje es que todas las ventanas de datos locales funcionan independientemente. No hay ninguna coordinación entre ventanas de datos en términos de detección de ruido. En otras palabras, cuando una traza determinado en una ventana de datos se considera ruidoso, no hay ninguna garantía de que la misma traza que cae en una ventana adyacente también se considerará ruidosa, que contradice el hecho de que el ruido del oleaje contamina típicamente una traza entera desde el tiempo cero hasta el final del registro. Tal inconsistencia en la detección de ruido del oleaje es la principal causa de distorsión de la señal, donde la amplitud de la señal grande (por ejemplo, llegada directa) erróneamente es considerada como ruido del oleaje ya que tiene amplitud localmente fuerte.

Mientras que la detección de ruido del oleaje puede ser mejorado mediante el aumento de las dimensiones de la ventana de datos, tal como el aumento del número de trazas y el número de muestras en cada traza (es decir, más estadísticas y más grandes amplitudes espectrales), el rendimiento de filtración utilizando la predicción f-x o cualquier otro modelo no mejora necesariamente. Ya que tanto el paso de detección y el paso de filtración se hacen en la misma ventana de datos de t-x, la agrupación crea un dilema para el usuario en términos de ajuste del parámetro. Los que trabajan en la industria del petróleo buscan sistemas computacionales y métodos para detectar con precisión el ruido del oleaje en datos geofísicos así puede eliminarse el ruido del oleaje.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 muestra una gráfica de un recolector generado por hidrófonos en un estudio marino.

Las figuras 2A-2B muestran una vista lateral en elevación y una vista superior, respectivamente, de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos.

La figura 3 muestra las rutas de rayo para impulsos acústicos que viajan desde una fuente a una interfaz de una formación subterránea y en última instancia los recibe.

La figura 4A muestra una recopilación ejemplar de cinco trazas. La figura 4B muestra una recopilación ejemplar de cinco trazas después de la corrección normal.

La figura 4C muestra una recopilación de quince trazas registradas sobre un periodo de tiempo.

Las figuras 5A-5B muestran un ejemplo de un método para detectar ruido del oleaje en datos sísmicos.

La figura 6 muestra un diagrama de control de flujo para un método iterativo de expectativa de maximización para el cálculo de parámetros estimados.

La figura 7 muestra un esquema de control de flujo de un método para detectar ruido del oleaje en datos sísmicos.

La figura 8 muestra un diagrama de control de flujo para un método para generar una máscara de señal local llamada bloque 704 del diagrama de control de flujo de la figura 8.

La figura 9 muestra un ejemplo de un sistema informático generalizado.

Las figuras 10A-10J muestran resultados para detectar ruido del oleaje en datos del hidrófono sintético.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Sistemas computacionales y métodos para la detección de ruido del oleaje en un conjunto de datos sísmicos se describen. En particular, los sistemas y métodos reciben datos sísmicos como entrada e iterativamente generan una máscara de señal de los datos sísmicos. Los datos sísmicos pueden ser generados por el hidrófono o geófono. La máscara de la señal puede utilizarse para identificar las trazas en el conjunto de datos sísmicos que están contaminados con ruido del oleaje e identificar las frecuencias de las trazas contaminadas que están contaminadas con el ruido del oleaje. Una vez que las trazas y las frecuencias que contienen ruido del oleaje se han identificado, el conjunto de datos sísmicos puede ser filtrado para eliminar la contaminación de ruido del oleaje.

Las figuras 2A-2B muestran una vista lateral en elevación y una vista superior, respectivamente, de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos compuesto por un buque de exploración de estudio de sismología 202 remolcando una fuente 204 y seis cables marinos separados 206-211 situados debajo de un superficie libre 212. En este ejemplo, cada cable marino se une en un extremo al buque de estudio 202 mediante un cable de transmisión de datos del cable marino y en el extremo opuesto a una boya, tal como una boya 214 unida al cable marino 209. En el ejemplo de las figuras 2A-2B, los cables marinos 206-211 forman una superficie de adquisición del receptor plano horizontal situado debajo de la superficie libre 212. Sin embargo, en la práctica, la superficie de adquisición del receptor puede ser variable de manera uniforme debido a las condiciones climáticas y de las corrientes marinas activas. En otras palabras, aunque los cables 206-211 se ilustran en las figuras 2A y 2B como si fueran rectos, en la práctica, los cables remolcados pueden ondular como resultado de condiciones dinámicas del cuerpo de agua en el que los cables se sumergen. Debe observarse que una superficie de adquisición del receptor no está limitada a tener una orientación horizontal con respecto a la superficie libre 212. Los cables marinos pueden remolcarse a profundidades que orientan la superficie del receptor de adquisición en un ángulo con respecto a la superficie libre 212 o de modo que uno o más de los cables se remolcan a diferentes profundidades. Debe observarse además que una superficie del receptor de adquisición no está limitada a seis cables marinos. En la práctica, una superficie de adquisición del receptor puede variar de tan pocos como un cable marino a tantos como 20 o más cables marinos.

La figura 2A incluye un plano xz 222 y la figura 2B incluye un plano xy 224 del mismo sistema de coordenadas cartesianas que tiene tres ejes de coordenadas espaciales ortogonales denominadas x, y y z. El sistema de coordenadas se utiliza para especificar orientaciones y ubicaciones de coordenadas dentro del cuerpo de agua. La dirección x especifica la posición de un punto en una dirección paralela a la longitud de los cables sísmicos y se refiere como la dirección "longitudinal". La dirección y especifica la posición de un punto en una dirección perpendicular al eje x y es sustancialmente paralela a la superficie libre 212 y se refiere como la dirección "transversal". La dirección z especifica la posición de un punto perpendicular al plano xy (es decir, perpendicular a la superficie libre 112) con la dirección positiva z apuntando hacia abajo de la superficie libre 212. La profundidad del cable marino abajo de la superficie libre 212 puede estimarse en varias ubicaciones a lo largo de los cables marinos utilizando dispositivos de medición de profundidad unidos a los cables marinos. Por ejemplo, los dispositivos de medición de profundidad pueden medir la presión hidrostática o utilizar las mediciones acústicas de distancia. Los dispositivos de medición de profundidad pueden integrarse con controladores de profundidad, tales como paravanes o cometas de agua, que controlan la profundidad y la posición de los cables marinos conforme los cables marinos se remolcan a través de un cuerpo de agua. Los dispositivos de medición de profundidad normalmente se colocan en un intervalos (por ejemplo, intervalos de aproximadamente 300 metros) a lo largo de cada cable sísmico marino. Véase que en otras modalidades pueden omitirse boyas y los controladores de profundidad solos pueden usarse para mantener la orientación y profundidad de los cables marinos por debajo de la superficie libre 212.

En las figuras 2A-2B, los rectángulos sombreados 226 representan los receptores o sensores que son espaciados a lo largo de la longitud de cada cable marino. Los cables sísmicos marino 206-211 son cables largos que contienen líneas de energía y de transmisión de datos que conectan los receptores 226 con los equipos de adquisición sísmica ? localizados a bordo del barco de sondeo 202. En un tipo de exploración sismológica, cada receptor es un sensor doble que incluyen un geófono, el cual detecta el desplazamiento vertical dentro del cuerpo de agua con el tiempo, detectando el movimiento de las partículas velocidades o aceleraciones de partícula, y un hidrófono, el cual detecta las variaciones en la presión del agua que ocurren con el tiempo. Los cables marinos 206-211 y el barco de sondeo 202 pueden incluir electrónicos de detección e instalaciones de procesamiento de datos que permiten que las mediciones desde cada receptor sean correlacionadas con posiciones absolutas en la superficie libre 212 y posiciones tridimensionales absolutas con respecto a un sistema de coordenadas tridimensional arbitrario.

La figura 2A muestra una vista en sección transversal del barco de sondeo 202 que remolca la fuente 204 y los cables marinos por encima de una formación subterránea 228. Una curva 230 representa una superficie en el fondo de un cuerpo de agua localizado por encima de la formación subterránea 228. La formación subterránea 228 está compuesta de un número de capas subterráneas de sedimentos y roca. Las curvas 232, 234 y 236 representan interfaces entre las capas subterráneas de diferentes composiciones. Una región sombreada 238, vinculada en la cima mediante una curva 240 y en el fondo mediante una curva 242, representa un depósito subterráneo rico en hidrocarburos, las coordenadas de profundidad y de posición pueden determinarse mediante un análisis de datos sísmicos recolectados durante un estudio sísmico marino. Conforme el buque de sondeo 202 se mueve sobre la formación subterránea 228, la superficie 204 produce las ondas de presión en intervalos espaciales y temporales En otras modalidades, la fuente puede ser remolcada por un buque de sondeo separado o un número de fuentes se pueden remolcar por un número de diferentes buques. La fuente 204 puede ser una pistola de aire, vibrador marino, o un arreglo de pistolas de aire y/o vibradores marinos. La figura 2A ilustra una onda de presión en la forma de un impulso acústico que se expande hacia afuera desde la fuente 204 como un campo de onda de presión 244 representado por semicírculos de radio creciente centrado en la fuente 204. En efecto, los campos de onda se muestran en la sección transversal del plano vertical de la figura 2A. La porción de expansión hacia afuera y hacia adentro del campo de ondas de presión 244 se denomina "el campo de ondas primario", el cual eventualmente alcanza la superficie 230 de la formación subterránea 228, en cuyo punto el campo de ondas primario se refleja parcialmente desde la superficie 230 y se refracta parcialmente hacia abajo dentro de la formación subterránea, sólida 228, convirtiéndose en ondas elásticas dentro de la formación subterránea 228. En otras palabras, en el cuerpo de agua, el impulso acústico está compuesto de ondas compresivas de presión, u ondas P, mientras que en la formación subterránea 228, las ondas incluyen las ondas P y las ondas transversales, u ondas S. Dentro de la formación subterránea 228, en cada interfaz entre los diferentes tipos de materiales o en las discontinuidades de densidad o en una o más de las otras varias características físicas o parámetros, las ondas de propagación descendentes son reflejadas parcialmente y refractadas parcialmente. Como resultado, cada punto de la superficie 230 y cada punto de las interfaces dentro de la formación subterránea subyacente 228 se convierte en una fuente puntual secundaria potencial a partir de la cual la energía de ondas acústicas y elásticas, respectivamente, pueden emanar de manera ascendente hacia los receptores 118 en respuesta al impulso acústico generado por la fuente 204 y a las ondas elásticas de propagación descendente generadas a partir del impulso de presión. Como se muestra en la figura 2A, generalmente se emiten ondas secundarias de amplitud significativa desde puntos sobre o cerca de la superficie 230, tales como el punto 246, y desde puntos sobre o muy cerca de las interfaces en la formación subterránea 228, tales como los puntos 248 y 250. Ondas terciarias "fantasmas receptores" se producen por ondas secundarias que se reflejan desde la superficie libre 212 de regreso hacia los cables marinos 206-211 y la formación subterránea 228.

Las ondas secundarias generalmente se emiten en diferentes momentos dentro de un intervalo de tiempo que sigue al impulso acústico inicial. Un punto sobre la superficie 230, tal como el punto 246, recibe un disturbio de presión que corresponde al impulso acústico inicial más rápidamente que un punto dentro de la formación subterránea 228, tales como los puntos 248 y 250. De manera similar, un punto sobre la superficie 230 directamente abajo de la fuente 204 recibe el impulso acústico más rápido que un punto más distante sobre la superficie 230. Por consiguiente, las veces en las que las ondas secundarias y de mayor orden se emiten desde varios puntos dentro de la formación subterránea 228 se relacionan a la distancia, en el espacio tridimensional, de los puntos desde la fuente 204.

Sin embargo, las ondas acústicas y elásticas viajan a velocidades diferentes dentro de materiales diferentes así como también dentro del mismo material bajo presiones diferentes. Por lo tanto, los tiempos de viaje del campo de ondas primario y el campo de ondas secundario emitidos en respuesta al campo de ondas primario son funciones complejas de distancia desde la fuente 104 así como también de los materiales y las características físicas de los materiales a través de los cuales la onda primaria viaja. En adición, los frentes de onda de expansión secundarios pueden alterarse conforme los frentes de onda atraviesan las interfaces y conforme la velocidad del sonido varía en los medios que son atravesados por la onda. La superposición de las ondas emitidas desde dentro de la formación subterránea 228 en respuesta al campo de onda primario es un campo de onda generalmente muy complicado que incluye información acerca de las formas, los tamaños, y las características del material de la formación subterránea 228, incluyendo información acerca de las formas, los tamaños, y las ubicaciones de las diversas características reflejantes dentro de la formación subterránea 228 de interés para los sismólogos de exploración.

Cada hidrófono y/o geófono de un receptor 226 genera datos sísmicos llamados una "traza". Una traza es una grabación de una respuesta de formación subterránea a la energía acústica que pasa de la fuente 204, a través de las capas subterráneas y reflejada en última instancia a un receptor 226. En particular, una traza es un registro de una amplitud dependiente del tiempo que representa la energía acústica en el campo de onda secundario medido por un hidrófono o geófono. Un campo de ondas secundario normalmente llega primero a los receptores 226 localizados más cerca de la fuente 204. La distancia entre la fuente 204 y cada receptor induce un retraso en el tiempo de llegada de un campo de ondas secundario desde una interfaz sustancialmente horizontal dentro de la formación subterránea.

La figura 3 muestra las trayectorias del rayo 301-304 que representan las trayectorias del campo de onda primario que viaja desde la fuente 204 para interactuar con la interfaz 232. Los rayos 306-310 representan las trayectorias de la energía acústica reflejada desde la interfaz 232 (es decir, los campos de ondas secundarios) hasta los receptores 226 localizados a lo largo del cable marino 209. Cada uno de los receptores 226 mide la energía acústica asociada a una ruta de la fuente 204 a la interfaz 232 y finalmente a un receptor, lo que genera una correspondiente traza. La figura 4A muestra un gráfico, llamado un "recolector", de trazas de ejemplo 401-405 asociada con los cinco receptores 226 detectando la energía acústica reflejada desde la interfaz substancialmente horizontal 232. El eje vertical 406 representa el tiempo y el eje horizontal 408 representa los números de traza con la traza "1" representa los datos sísmicos generados por el receptor localizado más cerca de la fuente 204 y la traza "5" representa los datos sísmicos generados por el receptor localizado más lejos de la fuente 204. Las trazas de ejemplo incluyen los pulsos 410-414 que representan la llegada de la energía acústica en los receptores 226 reflejados desde la interfaz 232. Los picos, color negro y los canales de cada traza representan el movimiento medido por el hidrófono y geófono, en el que el eje vertical de una traza es el tiempo del recorrido de la energía acústica, y la amplitud del pico o canal indica la magnitud de la energía acústica grabada por el hidrófono o geófono. Véase que el tiempo de llegada versus el desplazamiento fuente-receptor es mayor con un mayor desplazamiento fuente-receptor y, en este ejemplo, tiene una forma hiperbólica 416. Las trazas de diferentes pares fuente-receptor pueden corregirse durante el procesamiento de los datos sísmicos para eliminar los efectos de desplazamientos fuente-receptor diferentes en un procedimiento denominado "movimiento normal" ("NMO"). La figura 4B muestra una recopilación de los rastros 410-414 después de que se ha aplicado la NMO para alinear los pulsos en el tiempo según se representa por la línea horizontal 418. Después de las correcciones del NMO, las trazas de diferentes registros de disparo con un punto de reflexión común pueden agruparse para formar una sola traza durante el procesamiento de datos sísmicos. El agrupamiento mejora la proporción de señal a ruido, reduce el ruido, mejora la calidad de los datos sísmicos, y reduce la cantidad de datos. Una traza típica no representa los datos asociados con una sola reflexión desde una interfaz, como se representa en las figuras 4A-4B. Una traza representa la amplitud dependiente del tiempo de energía acústica asociada con numerosos reflejos de la fuente a la formación subterránea y finalmente al receptor. La figura 4C muestra una recopilación de 15 rastros registrados durante un periodo de tiempo. Cada traza, tal como la traza 420, varía en amplitud en el tiempo y representa la energía acústica reflejada a partir de varias interfaces dentro de una formación subterránea según se mide por un receptor.

Las figuras 5A-5B muestran un ejemplo de un método para detectar ruido del oleaje en datos sísmicos. Los datos sísmicos son datos de recolección sísmica. La figura 5A muestra un ejemplo de una ventana de deslizamiento 502 usada para recolectar los sub-conjuntos de los datos del recolector. La ventana de deslizamiento 502 tiene un intervalo de tiempo, T, que es menor que la longitud de tiempo total de trazas que comprende un recolector sísmico y abarca el número total de trazas, X, que compone el recolector. En otras palabras, la ventana corredera 502 representa a x ventana de datos de deslizamiento dimensionada que se utiliza para montar los subconjuntos de datos sísmicos del recolector para su posterior procesamiento. Un ejemplo del uso de la ventana de deslizamiento 502 para recoger los subconjuntos de datos del recolector sísmicos se ilustra en la figura 5B. El rectángulo 504 representa los datos de recolector sísmicos obtenidos de hidrófonos o geófonos. El eje vertical 506 representa un eje del tiempo y el eje horizontal 508 representa el eje de números de traza. Cada elemento de datos de los datos del recolector 504 tiene un componente de dominio de tiempo t y un componente de dominio espacial x que representa el número de traza (es decir, el dominio de tiempo-espacio denotado por t-x) y una amplitud asociada &(t>x) . El rectángulo 510 representa la ventana de deslizamiento 502 iniciada para el tiempo tw=ts, y el subconjunto de datos de recolector que yace dentro de la ventana de deslizamiento 510 se da por: G0 = {a(t,x \ts= t= ts + T; 'odos x] (1) donde ts es el tiempo de inicio de una zona de detección del ruido del oleaje dentro de los datos de recolector.

La ventana de deslizamiento se escalona de forma incrementada a través de los datos de recolector sísmicos 504 con un paso de tiempo, t', que es menor de T. Por ejemplo, el subconjunto de datos de recolector que yace dentro de la siguiente posición de ventana de deslizamiento representada por el rectángulo 512 se da por: Ga = [a(t,x)\ts + t' < t < ts + t' + T;iodosx) Ya que el paso del tiempo V es menor que T, los subconjuntos G° e G> intersectar (es decir, c0 n G1? ø), como se indica por la región sombreada 514. En general, los subconjuntos asociados con la ventana de deslizamiento 502 se escalonan de forma incrementada a través de los datos de recolector sísmicos 504 se dan por: Gj = {a{t,x)\ts + jt'= t= ts + jt' + T; todos X } (3) en donde y=0, 1,2, . . .M; y GjDGj^?0.

La ventana de deslizamiento se escalonada de forma incrementada a través de los datos de recolector hasta el final de los datos de recolector 504 se alcanza, como se representa por el rectángulo 516.

En cada paso de la ventana de deslizamiento a lo largo de los datos de recolector 504, el subconjunto de datos de recolector que yace dentro de la ventana de deslizamiento se procesa por computadora para generar una mascara de señal local correspondiente que yace en el dominio de frecuencia-espacio denotado por f-x. En el ejemplo de la figura 5B, el dominio f-x se compone de un intervalo de frecuencias de 0 a una frecuencia seleccionada fmax y el intervalo completo de trazas x. Como se muestra en la figura 5B, el subconjunto de los datos de recolector Go que yace en la ventana de deslizamiento 510 se procesa 518 para generar una máscara de señal local 520 y el subconjunto de datos de recolector G, que yace en la ventana de deslizamiento 512 se procesa 522 para generar una máscara de señal local 524. El subconjunto de datos de recolector GM que yace en la ventana de deslizamiento final 516 se procesa 526 para generar una máscara de señal local 528. El bloque 530 representa los procedimientos computacionales con el fin de generar una máscara de señal local de un subconjunto de los datos de recolector 504, el bloque 530 incluye el computo del espectro de potencia (f-x) de frecuencia descentrada 532 de un subconjunto de datos de recolector seguido por la aplicación de detección de ruido 534 al espectro de potencia resultante, en una base de la parte de la frecuencia para producir una máscara de señal local. El computo del espectro de potencia 532 incluye la transformación de las amplitudes a(t,x) asociadas con una traza en el dominio f-x al dominio f-x. La transformación se puede representar matemáticamente por: en donde tn es la enésima amplitud en el intervalo ts + jt' < tn=ts + jt' + T; y f representa una frecuencia.

En otras palabras, D(f >*) es la transformada de Fourier de la sexta traza en el subconjunto G¡ . En la práctica, una transformada de Fourier rápida ("FFT") puede utilizarse para la eficiencia y velocidad de cómputo. Después que cada traza en el subconjunto GJ se ha transformado, el espectro de potencia se da por: S, = {r(/»} (5) en donde r(f, x) = \D(f, x)\2 es amplitud para x = 1,2,..., ; y fis en un intervalo de frecuencias de 0 a fmax.

En otras palabras, ·¾' es el conjunto de valores de espectro-potencia del subconjunto C; las trazas x = 1,2,... ,x y el intervalo fuera de las frecuencias.

Después que un espectro de potencia Sj se ha calculado en el bloque 532 para un subconjunto GJ , detección del ruido 534 se aplicó al espectro de potencia Sj para generar la máscara de señal local correspondiente. La detección de ruido 534 usa un valor umbral, Thrs , para distinguir con amplitudes r(f, x) que incluye ruido del oleaje de amplitudes r(f> ?) compuesta de principalmente la señal. Para cada amplitud r(f, x) en el espectro de potencia ·¾' , ios elementos de la máscara de la señal local , se determinan como sigue: j f f - {? r(f.x)=Thrs ^' ?) - \f r(f,x) < Thrs (6) donde T y ^son números con la condición que T?F· Por ejemplo, supone 0 = 1 y 0 = 0 Cuando la amplitud r(/> *) es menor que el umbral Thrs la amplitud del elemento de mascara de señal local Lj(f, x) se asigna el valor "0" y cuando la amplitud r(/> *) es mayor o igual al umbral Thrs la amplitud del elemento de máscara de señal local A (/> *) se asigna el valor "1." Cuando una máscara de señal local Li se genera de un espectro de potencia ¾ la máscara de señal local se combina 536 con máscaras de señal local previamente generadas en un procedimiento llamado acumulación. La acumulación 536 es un procedimiento donde después que cada máscara de señal local se genera de un espectro de potencia asociado ¾ , la máscara de señal local se añade a una acumulación de máscaras de señal local determinadas previamente Lo> -> Lj-i . Por ejemplo, los elementos de una mascara de señal local acumulada, denotada por ¿acc(A x) t puede iniciarse por: Después que una mascara de señal local U se genera de un espectro de potencia ¾ como se describe antes, los elementos de la mascara de señal acumulada puede actualizarse por: Lace (f> X) = Lj (f, X) + lace f, x) (8) para cada coordenada (f> x) . Después que la máscara de señal local final Lm 528 se ha generado para un espectro de potencia Sa/ y acumulada de acuerdo a la ecuación (8), la amplitud de cada elemento L(f . x) de la mascara de señal acumulada Lacc(f,x) se divide por el número total de máscaras de señal local, M+l , para obtener la máscara de señal local promedio Lave , con el elemento calculado por: í-ave if > X) (g) Una máscara de señal final FSM 538 se genera para cada coordenada (f >*) como sigue: en donde µ y v son números reales; y ? es un valor umbral usado para identificar las frecuencias y trazas contaminadas con ruido de oleaje Por ejemplo, µ=? y v=0 y el umbral pueden ser asignados el valor 0.5. La figura 5B muestra un ejemplo de una máscara de señal final 538 con regiones sombreadas 540-542 que representan las coordenadas donde FSM(J,X) = 1 y |as regiones no sombreadas restantes que presentan las coordenadas f > *) donde FSM(/ ,x) = 0 . Las frecuencias f y las trazas x asociadas con regiones sombreadas 540-542 se contaminan con ruido de oleaje.

Dos técnicas para generar el umbral TIrrs usado para calcular una máscara de señal local Sj del espectro de potencia SJ representado en la ecuación (6) ahora se describen. Una técnica para determinar un umbral T rs es usar un factor de umbral seleccionado por el usuario que se multiplica por una medida estadística del espectro de potencia s> . En otras palabras, el umbral es computado por: Thrs en donde s(Sj) es una medida estadística del espectro de potencia¦*' , y es un factor valuado positivo, llamado el "factor umbral".

La medida estadística 5(5;) puede ser la mediana, media, valor de raíz media cuadrada de cualquier percentil del espectro de potencia S La medida estadística se puede seleccionar basado en la distribución de las amplitudes que comprende el espectro Sj . El valor umbral Thrs es un límite superior en los valores posibles de las amplitudes de señal y cualquier valor mayor que Thrs se considera ruido de oleaje.

Una segunda técnica para determinar el umbral Thrs se basa en un método para detectar valores atípicos descritos en "detección de ruido de alta amplitud por el algoritmo de maximización de expectativa con aplicación a atenuación del ruido del oleaje," por M. Bekara y M. Van der Baan, Geophysics, 75, no. 3, V39-V49 (2010) y se resume como sigue. Las amplitudes r(f, x) en el espectro de la potencia s¡ se asumen independientes e idénticamente distribuidos. El objetivo es encontrar las amplitudes r(f, x) con diferentes propiedades estadísticas (es decir, valores atípicos) que otras amplitudes r f > x) en el espectro de potencia s> . Por ejemplo, los valores atípicos tienen grandes amplitudes (es decir, la señal más el ruido del oleaje) en comparación con las otras amplitudes que son compuestas principalmente de la señal. La población de los valores atípicos difiere de aquellos de otras amplitudes en el espectro de potencia Sj en términos de algunas medidas estadísticas de distinción que se pueden capturar usando el modelado de función de la densidad de probabilidad ("PDF"). La PDF de los valores atípicos se denota por P(rl9>) y aquella de las amplitudes regulares por p(r|6„) con 0,?0„. La PDF para el espectro de potencia Sj es estructurado como una mezcla de los dos modelos como sigue: g r\eQ, 9lt e) = ep(r|¾) + (1 - e)p(r\%) (12) Donde representa la fracción de los valores atípicos en el espectro de potencia Sj y tiene el significado estadístico de ser una probabilidad a príori donde la amplitud r es sacada al azar del espectro de potencia Sj es un valor atípico. La probabilidad a posteríori donde una amplitud dada TÍ es un valor atípico puede ser computado usando la regla de Baye: El valor TÍ se considera un valor atípico cuando se considera una probabilidad a posteríori es mayor que una probabilidad umbral dada por: Pr{r es un valor atípico \r = r,} > ß ^ donde ß es el valor umbral de probabilidad. La elección del umbral de probabilidad /J es más objetiva que la elección del factor umbral a y refleja la confidencia estadística para clasificar cualquier amplitud como un valor atípico. Un ejemplo de una PDF para valores atípicos se da por una distribución de probabilidad exponencial. p r\X) = - exp{-r/X (15) donde r=° y ? es el valor medio de la distribución exponencial. El modelo dado en la ecuación (12) entonces se convierte donde ^>^refleja el hecho de que las grandes amplitudes son más probables a generarse por la distribución de los valores atípicos. Los tres parámetros desconocidos (??,??,e) puede estimarse del espectro de potencia ·¾ usando el estimador de probabilidad máxima obtenido al resolver el problema de optimización: {?0,??, ?) = arg msKj{ÁQ, Áít€) ^ en donde Ya que no existe una solución de forma cerrada para la ecuación (17), el método de maximización de expectativa ("EM") se puede usar para encontrar los estimados de probabilidad máxima (^?,^?,^) de los parámetros del modelo (Ao,¿i, < Un método EM iterativo para el cálculo de los estimados (??,??, ß) se presenta en la figura 6. En el bloque 601 , q se asigna el valor "0" y las condiciones iniciales se ajustan para ( 0)'^í0)'e<:o)) . Por ejemplo, e 0) = 0.1, ? * igual a la media de [e(0)n] amplitudes más grandes, y ¿o0) la media de los datos restantes. En el bloque 602, la probabilidad a posteriori, denotada por y descrita antes con referencia a la ecuación (13), la amplitud A; es un valor atípico calculado para i = 1, 2, ... ,X . En el bloque 603, los parámetros ( ,+1)- ',+1.e(,J+1 ) son actualizados. En el bloque 604, cuando los parámetros \?° ·?? ·€ ) no convergen, el método procede al bloque 605 de otra forma, cuando los parámetros convergen, el método procede al bloque 606. La convergencia en el bloque 604 puede ocurrir cuando los tres parámetros satisfacen la condición: donde d0 , es un número pequeño entre "0" y "1." En el bloque 605, q se incrementa y las operaciones en los bloques 602-604 se repiten. En el bloque 606, los parámetros estimados {X0,X ,é) se asignan los parámetros (;i?+¾,A?+1). < <«+1>) .

Las ecuaciones (13), (15), y (16) se combinan y los parámetros desconocidos (^?, ^-?, ^) se reemplazan por los estimados para obtener un criterio de detección umbral basado en la amplitud: rhrs log(_ _)+ log( )] (20) Una amplitud r es un valor atípico con probabilidad ß, cuando r > Thrs E( umDra| en |a ecuación (20) considera las estadísticas del espectro de potencia y un requerimiento de confidencia del usuario a través del valor de ß. Una influencia del usuario en el umbral de la ecuación (20) se minimiza cuando ß = 0 5 . Cuando el valor para ß se incrementa, la confidencia estadística para aceptar los valores atípicos aumenta y en consecuencia aumenta el umbral.

Una vez que la máscara de señal final se computa, solo las frecuencias y trazas contaminadas con ruido del oleaje se filtran. La filtración se puede realizar usando una ventana de datos de filtro del dominio t-x pequeña que se desliza con el traslape en tiempo y espacio para cubrir la sección entera de los datos de recolector. La mascara de la señal final se puede usar para seleccionar un tamaño de ventana de datos de filtro (es decir, número de trazas) para filtrar cada frecuencia contaminada con ruido del oleaje: TRopt(f) = max(2 TRmax(f), TRdefault (21) en donde TRmaxd) es el número máximo de trazas agrupadas contaminadas con ruido de oleaje en cada frecuencia f, y TRdefautt es un valor de entrada seleccionado por el usuario.

Por ejemplo, r/ u¡t puede estar entre "5" y "10. "Ecuación (21) se usa para determinar el número óptimo de trazas, denotado por TRopt(J) para deslizamiento, la ventana de datos del filtro usada para filtrar las frecuencias contaminadas con el ruido del oleaje.

La figura 7 muestra un diagrama de control de flujo de un método para detectar el ruido del oleaje en los datos de recolector sísmico. En el bloque 701 , los datos sísmicos generados por hidrófonos o geófonos localizados a lo largo del cable marino remolcado por un buque de sondeo recibido y coleccionado en un colector sísmico En el bloque 702, los límites de tiempo y de las trazas para una ventana de deslizamiento se seleccionan como se describe antes con referencia a las figura 5A y 5B. En el bloque 703, la ventana de deslizamiento se aplica a los datos de recolector sísmico para recolectar un subconjunto inicial de los datos de recolector. Por ejemplo, el subconjunto inicial de los datos de recolector puede ser ^° y ^0 0 descritos antes, dependiendo del tipo de dimensiones de la ventana de deslizamiento. En el bloque 704, una rutina "genera una máscara de señal local," descrita abajo con referencia a la figura 8, se llama para recibir el subconjunto de datos de recolector colectados en el bloque 703 y salida de una máscara de señal local correspondiente. En el bloque 705, la salida de la mascara de señal local de la rutina llamada en el bloque 704 se acumula como se describe antes con referencia a las ecuaciones (7) y (8). En el bloque 706, cuando no están disponibles datos de recolector, el método procede al bloque 707, de lo contrario, el método procede al bloque 708. En el bloque 707, la ventana de deslizamiento se avanza para colectar un subconjunto de datos de recolector que entrecruza al menos un subconjunto colectado previamente de datos de recolector, como se describe antes con referencia a las figuras 5A y 5B. Por ejemplo, la ventana de deslizamiento puede avanzar para colectar un siguiente subconjunto de datos de recolector sísmico donde el siguiente subconjunto de datos de recolector sísmico entrecruza un subconjunto previo de datos de recolector sísmico mostrados en las figuras 5A y 5B y representado por las ecuaciones (3) y (24). Después que el siguiente subconjunto de datos de recolector se colectó, el método repitió las operaciones de los bloques 704-706, para el subconjunto de datos de recolector colectados en el bloque 707. En el bloque 708, una máscara de señal final se genera de la mascara de señal local acumulada como se describe antes con referencia a las ecuaciones (9) y (10). Las frecuencias y trazas contaminadas con ruido del oleaje se pueden identificar en la mascara de señal final por el valor de la amplitud asignada. Por ejemplo, como se describe antes con referencia a las ecuaciones (9) y (10), las frecuencias y trazas contaminadas con ruido de oleaje tienen amplitudes de "1" y las otras amplitudes son "0".

La figura 8 muestra un diagrama de control de flujo de un método para generar una máscara de señal local llamada bloque 704 del diagrama de control de flujo de la figura 7. En el bloque 801, el espectro de potencia para el subconjunto de datos de recolector colectados en el paso 703 de la figura 7 se computa en el dominio f-x, como se describió antes con referencia al bloque 532 en la figura 5B y a las ecuaciones (4) y (5). En el bloque 802, un umbral Thrs se calcula como se describe antes con referencia a la ecuación (11 ) o como se describe antes con referencia a la ecuación (20) con estimados del parámetro {?? ?,?) calculados de acuerdo al método ilustrado en la figura 6. En el bloque 803, una amplitud r(f,x) se selecciona del espectro de potencia. En el bloque 804, cuando la amplitud r f, x es menor que el umbral Thrs el método procede al bloque 805 y la amplitud se asigna el valor^. Por otra parte, cuando la amplitud r(f, x) es mayor que o igual al umbral Thrs el método procede al bloque 806 y la amplitud se asigna el valor T. En la práctica, T y f son números con la condición que ?? F . En el bloque 807m cuando no todas las amplitudes en el espectro de potencia se han seleccionado, el método repite las operaciones en los bloques 803-806, de otra forma la máscara de la señal local se retorna.

La figura 9 muestra un ejemplo de un sistema de cómputo generalizado que ejecuta métodos eficientes para detectar el ruido de oleaje en los datos de recolector sísmico por lo tanto representa un sistema de procesamiento y análisis de datos geofísicos. Los componentes internos para muchos sistemas de cómputo pequeños, de tamaño medio y grandes, así como también los sistemas de almacenamiento basados en procesador especializados, pueden ser descritos con respecto a esta arquitectura generalizada, aunque cada sistema particular puede caracterizar muchos componentes adicionales, sub-sistemas, y similares, sistemas paralelos con arquitecturas similares a esta arquitectura generalizada. El sistema de cómputo contiene una o varias unidades de procesamiento central ("CPU") 902-905, una o más memorias electrónicas 908 interconectadas con los CPUs mediante un canal común del sub-sistema CPU/memoria 910 o varios canales comunes, un primer puente 912 que interconecta el canal común de sub-sistema de CPU/memoria 910 con canales comunes adicionales 914 y 916, u otros tipos de medios de interconexión de alta velocidad, incluyendo interconexiones de alta velocidad en serie, múltiples. Los canales comunes o interconexiones en serie, a su vez, conectan las CPU y la memoria con procesadores especializados, tales como un procesador de gráficas 918, y con uno o más puentes adicionales 920, los cuales se interconectan con enlaces en serie de alta velocidad o con controladores múltiples 922-927, tales como el controlador 927, que proveen acceso a varios diferentes tipos de medios legibles por computadora, tales como el medio legible por computadora 928, monitores electrónicos, dispositivos de entrada, y otros componentes semejantes, subcomponentes, y recursos computacionales. Los monitores electrónicos, incluyendo la pantalla de monitoreo visual, altavoces de audio, y otras interfaces de salida, y los dispositivos de entrada, incluyendo ratones, teclados, pantallas táctiles, y otras interfaces de entrada semejantes, en conjunto constituyen interfaces de entrada y salida que permiten que el sistema de cómputo interactúe con los usuarios humanos. El medio legible por computadora 928 es un dispositivo de almacenamiento de datos no transitorio, que incluye memoria electrónica, unidades de disco óptico o magnético, unidad USB, memoria flash y otros dispositivos de almacenamiento de datos mencionados. El medio legible por computadora 928 puede utilizarse para almacenar instrucciones legibles por una máquina que codifican los métodos computacionales descritos arriba y puede utilizarse para almacenar datos codificados, durante las operaciones de almacenamiento, y a partir del cual los datos codificados pueden recuperarse, durante las operaciones de lectura, mediante sistemas de cómputo, sistemas de almacenamiento de datos, y dispositivos periféricos.

Los sistemas de procesamiento de datos y los métodos descritos anteriormente, producen un producto de datos geofísicos, el cual es el uno o más medios legibles por computadora no transitorios que también incluye los resultados ahí registrados de los métodos de cómputo descritos anteriormente. El producto de datos geofísicos también puede incluir las instrucciones para transferir los datos almacenados en el producto a otro medio legible por computadora para su procesamiento adicional. El producto de datos geofísicos puede producirse costa afuera (es decir, mediante un equipo de procesamiento de datos sobre un barco) o en la costa (es decir, en una instalación de procesamiento de datos sobre la tierra) ya sea dentro de los Estados Unidos o en otro país. Cuando el producto de datos se produce mar adentro o en otro país, puede importarse en la costa a una instalación en los Estados Unidos. Una vez en la costa en los Estados Unidos, el análisis geofísico puede ejecutarse sobre el producto de datos.

Resultados Las figuras 10A-10I muestran resultados para detectar ruido del oleaje en datos de hidrófono sintéticos utilizando los sistemas y métodos descritos anteriormente. La figura 10A muestra una gráfica de un recolector 1001 de datos sintéticos de hidrófono. El eje horizontal 1002 representa números de traza y eje vertical 1003 representa el tiempo. Los datos de recolector se generan para 300 trazas y por cerca de 800 milisegundos. La figura 10B muestra un ejemplo de una ventana de deslizamiento 1004 con dimensiones de aproximadamente 125 milisegundos por 300 trazas. La figura 10C muestra una gráfica 1006 de la máscara de la señal local de los datos de recolector en la ventana deslizante 1004 que se muestra en la figura 10B y una gráfica 1007 que muestra una máscara de señal acumulativa asociada a la ventana de deslizamiento 1004 y ubicaciones de ventana de deslizamiento previamente en el recolector 1001. Las amplitudes de la mascara de señal local y acumulativa 1006 y 1007 y máscara de señal local y acumulativa posterior, están representadas por las escalas de grises acompañantes 1008 y 1009, donde "1" representa las amplitudes que superan el umbral y "0" representa las amplitudes que son menores que el umbral. El umbral se calculó usando la ecuación (19). La figura 10D muestra un ejemplo de la ventana deslizante 1004 más abajo del recolector. La figura 10E muestra un gráfico 1010 de la máscara de la señal local de los datos de recolector en la ventana deslizante 1004 que se muestra en la figura 10D, y la gráfica 1011 muestra una máscara de señal acumulativa asociada a la ubicación de la ventana deslizante 1004 en la figura 10D y las ventanas de deslizamiento anteriores. La figura 10F muestra un ejemplo de la ventana deslizante 1004 al final del recolector 1001. La figura 10G muestra un gráfico 1012 de la máscara de la señal local de los datos de recolector en la ventana deslizante 1004 que se muestra en la figura 10F, y la gráfica 1013 muestra una máscara de señal acumulativa asociada a la ubicación de la ventana deslizante 1004 en la figura 10F y las ubicaciones de ventana de deslizamiento anteriores. La figura 10H muestra una máscara de señal acumulada obtenida del escalonamiento de la ventana de deslizamiento a través del recolector 1001. La máscara de señal acumulada se procesó como describió antes con referencia a la ecuación (10) con µ = 1 y v = 0 y el umbral ?= 0.5 para obtener la máscara de señal final graficada en la figura 101. Note que la mascara de señal final claramente muestra cinco parches oscuros 1014-1018 que identifica las frecuencias y trazas contaminadas con ruido de oleaje. Por ejemplo, el parche oscuro 1016 indica que las frecuencias entre cerca de 1-16 Hz en las trazas 60-70 se contaminan con el ruido del oleaje. La figura 10J muestra una gráfica del número óptimo de trazas G?°?^ versus un intervalo de frecuencias para una ventana de datos de filtro. El número máximo de trazas, TRmax(f) descrito antes en la ecuación (21), es 15 y un valor de "5" se da TRdefauit a. Por lo tanto, de acuerdo con la ecuación (21), el número óptimo de trazas para una ventana de datos de filtro usada para filtrar las frecuencias y trazas contaminadas con el ruido del oleaje es 30.

Modalidades descritas antes no pretenden limitarse a las descripciones anteriores no pretenden limitarse a las descripciones anteriores. Por ejemplo, cualquier número de diferentes implementaciones de métodos de procesamiento computacional que llevan a cabo los métodos antes descritos para detectar el ruido del oleaje pueden diseñarse y desarrollarse usando varios lenguajes de programación y plataformas de cómputo diferentes y mediante la variación de los diferentes parámetros de implementación, incluyendo estructuras de control, variables, estructuras de datos, organización modular, y otros parámetros semejantes. Las representaciones computacionales de campos de onda, operadores y otros objetos computacionales pueden implementarse de diferentes maneras. Los sistemas y métodos para detectar ruido de oleaje en datos de recolector sísmico pueden ejecutarse en tiempo casi real mientras se conduce un sondeo marino de una formación subterránea. El término "tiempo casi real" se refiere a un retraso de tiempo debido a la transmisión de datos y al procesamiento de datos que son suficientemente cortos para permitir el uso puntual de los datos procesados durante la adquisición adicional de datos. Por ejemplo, el tiempo casi real puede referirse a una situación en la que el retraso de tiempo debido a la transmisión y procesamiento es insignificante. En otras palabras, el tiempo casi real se aproxima al tiempo real cuando el tiempo para la transmisión de datos y el procesamiento de datos parece imperceptible El tiempo casi real también se refiere a un retraso del tiempo perceptible para la transmisión de datos y procesamiento de datos pero el retraso de tiempo no es lo suficientemente largo para que el control de calidad no se ejecute.

Se aprecia que la descripción anterior de las modalidades descritas se proporciona para habilitar a cualquier experto en la materia para realizar o utilizar la presente descripción. Para los expertos en la técnica serán evidentes varias modificaciones a estas modalidades, y los principios genéricos que se definen en la presente pueden ser aplicados a otras modalidades sin apartarse del espíritu o el alcance de la descripción. Así, la presente descripción no pretende ser limitada a las modalidades que se muestran en la presente, pero deberá estar de acuerdo con el alcance más amplio consistente con los principios y características novedosas que se describen en la presente.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1.- Un método para detectar ruido del oleaje usando una computadora configurada para realizar las operaciones de: recepción de datos sísmicos de los receptores remolcados a través de un cuerpo de agua; avanzar progresivamente una ventana deslizante a través de los datos sísmicos, en donde cada avance incremental de la ventana deslizante incluye: recolectar un subconjunto de los datos sísmicos que se encuentran dentro de la ventana deslizante; generar una máscara de señal local desde el subconjunto; generar una máscara de señal acumulada de la máscara de señal local; y computar una máscara de señal final de la máscara de señal acumulada, en donde la máscara de señal final identifica las frecuencias y las trazas de los datos sísmicos contaminados con ruido del oleaje.

2.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la ventana deslizante es un intervalo de tiempo por la ventana de datos del intervalo de trazas en donde el intervalo de tiempo es menor que la longitud de datos sísmicos de tiempo.

3.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque recolectar el subconjunto de datos sísmicos además comprende que el subconjunto intersecte un subconjunto previamente recolectado de datos sísmicos.

4.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque generar una máscara de señal local del subconjunto además comprende: transformar el subconjunto de un dominio del tiempo y del espacio a un dominio de frecuencia-espacio; generar un espectro de potencia del subconjunto en el dominio de frecuencia-espacio; computar un umbral desde el espectro de potencia; asignar amplitudes en el espectro de potencia que superan el umbral de un primer valor; y asignar la amplitud en el espectro de potencia que es menor que el umbral de un segundo valor.

5.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque generar la máscara de señal acumulada además comprende agregar la máscara de señal local a una máscara de señal local previamente acumulada.

6 - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque avanzar progresivamente la ventana deslizante tal que el subconjunto que se encuentra dentro de la ventana deslizante intersecta por lo menos un subconjunto colectado previamente de los datos sísmicos.

7.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque computar una máscara de señal final de la máscara de señal acumulada además comprende: dividir cada amplitud de la máscara de señal acumulada por el número total de máscaras de señal local para formar una máscara de señal promedio; asignar cada amplitud en la máscara de señal promedio mayor que un umbral de un primer valor, y asignar cada amplitud en la máscara de señal promedio es inferior a un umbral de un segundo valor, en donde la frecuencia y la traza de cada amplitud asignada al primer valor está contaminada con ruido de oleaje.

8.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque recibir datos sísmicos, avanzar progresivamente la ventana deslizante y computar una máscara de señal final en tiempo casi real.

9. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente calcular un número óptimo de trazas para una ventana de datos de filtro basada en un intervalo de frecuencias contaminadas identificadas en la máscara de señal final.

10. - Un sistema de computadora para detectar el ruido del oleaje en datos sísmicos, el sistema de computadora comprende: uno o más procesadores; y uno o más medios legibles por computadora; en donde el uno o más procesadores están configurados para: avanzar de manera incrementada una ventana deslizante a través de los datos sísmicos, en donde cada avance incremental de la ventana deslizante incluye: recolectar un subconjunto de los datos sísmicos que se encuentran dentro de la ventana de deslizamiento; generar una máscara de señal local desde el subconjunto; generar una máscara de señal acumulada de la máscara de señal local; computar una máscara de señal final de la máscara de señal acumulada, en donde la máscara de la señal final identifica las frecuencias y las trazas de los datos sísmicos contaminados con ruido del oleaje; y registrar la máscara de señal final en uno o más medios legibles por computadora.

1 1. - El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque la ventana deslizante es un intervalo de tiempo por la ventana de datos del intervalo de trazas en donde el intervalo de tiempo es menor que la longitud de datos sísmicos de tiempo.

12. - El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque recolectar el subconjunto de datos sísmicos además comprende que el subconjunto intersecte un subconjunto previamente recolectado de datos sísmicos.

13. - El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque generar una máscara de señal local del subconjunto además comprende: transformar el subconjunto de un dominio del tiempo y del espacio a un dominio de frecuencia-espacio; generar un espectro de potencia del subconjunto en el dominio de frecuencia-espacio; computar un umbral desde el espectro de potencia; asignar amplitudes en el espectro de potencia que superan el umbral de un primer valor; y asignar la amplitud en el espectro de potencia que es menor que el umbral de un segundo valor.

14.- El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque acumular la máscara de señal local para formar la máscara de señal acumulada además comprende agregar la máscara de señal local a una máscara de señal local acumulada previamente.

15. - El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque avanzar de forma incrementada la ventana deslizante tal que el subconjunto que se encuentra dentro de la ventana deslizante intersecta por lo menos un subconjunto colectado previamente de los datos sísmicos.

16. - El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque computar una máscara de señal final de la máscara de señal acumulada además comprende: dividir cada amplitud de la máscara de señal acumulada por el número total de máscaras de señal local para formar una máscara de señal promedio; asignar cada amplitud en la máscara de señal promedio mayor que un umbral de un primer valor; y asignar cada amplitud en la máscara de señal promedio que es inferior a un umbral de un segundo valor, en donde la frecuencia y la traza de cada amplitud asignada al primer valor está contaminada con ruido de oleaje.

17.- El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque comprende adicionalmente recibir los datos sísmicos de los receptores remolcados a través de un cuerpo de agua y avanzar de forma incrementada la ventana deslizante y computar la máscara de señal final en tiempo casi real.

18.- El sistema de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado además porque comprende adicionalmente calcular un número óptimo de trazas para una ventana de datos de filtro basada en un intervalo de frecuencias contaminadas identificadas en la máscara de señal final.

19. - Un método para la generación de un producto de datos geofísicos, el método comprende: obtener datos sísmicos; y procesar los datos sísmicos utilizando una computadora que está configurada para generar el producto de datos geofísicos, en donde el procesamiento incluye colectar los subconjuntos de los datos sísmicos, en donde cada subconjunto intersecta al menos otro subconjunto de los datos sísmicos; generar una máscara de señal local de cada subconjunto; computar una máscara de señal final de una acumulación de a máscara de señal local, la máscara de señal final identifica las frecuencias y las trazas de los datos sísmicos contaminados con ruido del oleaje; y registrar la máscara de señal final en uno o medios legibles por computadora para generar el producto de datos geofísicos.

20. - El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado además porque comprende adicionalmente realizar análisis geofísicos en las costas en el producto de datos.

21.- El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado además porque procesar los datos sísmicos además comprende procesar los datos sísmicos en tiempo casi real a bordo de un buque de sondeo.