MX2014003202A - Regularizacion de campo de ondas por medio de descomposicion de campo de ondas tridimensional para datos geofisicos. - Google Patents

Abstract

Una modalidad se relaciona con un método de regularización de campo de ondas para la adquisición de datos geofísicos de datos geofísicos sísmicos; los rastreos medidos se obtienen a partir de un arreglo de sensores; para cada punto de rejilla sobre una rejilla de procesamiento, se encuentran los rastreos más aptos de los rastreos medidos; usando los rastreos más aptos, se computan las amplitudes espectrales de los campos de ondas descendente y ascendente; los campos de ondas descendente y ascendente se transformar subsecuentemente en una rejilla de salida en un dominio espacio-tiempo; otra modalidad se relaciona con un aparato para la regularización de campo de ondas de la adquisición de datos geofísicos; también se divulgan otras modalidades, aspectos y características.

Description

REGULARIZACION DE CAMPO DE ONDAS POR MEDIO DE DESCOMPOSICIÓN DE CAMPO DE ONDAS TRIDIMENSIONAL PARA DATOS GEOFÍSICOS REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud reclama el beneficio de la Solicitud Provisional No. 61/790,069, presentada el 15 de marzo de 2013, la divulgación de la cual se incorpora en la presente como referencia.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En la exploración sísmica, los datos sísmicos pueden adquirirse al impartir energía acústica en la Tierra cerca de su superficie y al detectar energía acústica que se refleja desde los límites entre diferentes capas de una formación de roca del subsuelo. La energía acústica se refleja cuando hay una diferencia en la impedancia acústica entre las capas adyacentes a un límite. Las señales que representan la energía acústica detectada se interpretan para inferir estructuras y composición de las estructuras de formación de roca del subsuelo, para ayudar así en la identificación y producción de hidrocarburos.

En la exploración sísmica marina, una fuente de energía sísmica, como una pistola de aire o arreglo de pistola de aire, vibrador marino o arreglo de vibrador marino típicamente se usa para impartir la energía acústica en las formaciones por debajo del fondo del agua. La fuente se activa en una profundidad seleccionada en el agua, comúnmente mientras la fuente la remolca una embarcación. La misma o una diferente embarcación remolca uno o más cables de sensor sísmico llamados cables marinos, en el agua. Generalmente, el cable marino se extiende detrás de la embarcación a lo largo de la dirección en la que el cable marino se remolca. Generalmente, un cable marino incluye una pluralidad de receptores o sensores, tales como hidrófonos, por ejemplo, dispuestos en el cable en posiciones conocidas, separadas a lo largo del cable. Los hidrófonos son sensores que generan una señal óptica o eléctrica que corresponde a la presión del agua o al gradiente de tiempo de presión en el agua. La embarcación que remolca uno o más cables marinos generalmente incluye equipo de registro para hacer un registro, catalogado con respecto al tiempo de las señales generadas por los receptores en respuesta a la energía acústica detectada. El registro de señales se puede procesar para inferir estructuras de y composiciones de las formaciones de tierra por debajo de las ubicaciones en las que se realiza la inspección sísmica.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La invención y sus ventajas se pueden entender más fácilmente con referencia a la siguiente descripción detallada y a los dibujos anexos, en los cuales: La Figura 1 muestra, en vista en sección transversal, una disposición ejemplar para la adquisición de datos geofísicos de acuerdo con una modalidad de la invención; La Figura 2 representa un subdominio homogéneo delimitado por dos interfaces superficiales de acuerdo con una modalidad de la invención; Las Figuras 3A-3B proporcionan un diagrama de flujo de un método ejemplar de regularización de campo de ondas por medio de descomposición de campo de ondas tridimensionales para la adquisición de datos geofísicos de acuerdo con una modalidad de la invención.

La Figura 4 muestra un ejemplo simplificado de un aparato computacional que se puede usar al realizar los pasos del método de las Figuras 3A-3B de acuerdo con una modalidad de la invención.

Aunque la invención se describirá en relación con una o más modalidades, se entenderá que la invención no está limitada a éstas. Por el contrario, la invención está prevista para cubrir todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que pueden ser incluidos dentro del alcance de la invención, como se define por las reivindicaciones anexas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente divulgación proporciona un método que combina ventajosamente la descomposición de campo de ondas tridimensional y la regularización de campo de ondas tridimensional para datos geofísicos que se pudo haber muestreado irregularmente. El método puede tratar con criterios de solape de una manera directa y automática.

La Figura 1 muestra una disposición ejemplar en vista en sección transversal para la adquisición de datos geofísicos de acuerdo con una modalidad de la invención. Una embarcación de inspección sísmica 10 se mueve a lo largo de la superficie 12 de un cuerpo de agua 11 como un lago, mar u océano.

La embarcación 10 puede incluir un sistema de control/registro 15A/15B. El sistema de control 15A y el sistema de registro 15B pueden ser sistemas separados que comunican datos entre sí, o pueden ser sub-sistemas de un sistema integrado. El sistema de control 15A puede accionar selectivamente una o más sub-fuentes de energía sísmica de una fuente sísmica marina 18, mientras que el sistema de registro 5B puede registrar las señales generadas por los sensores (receptores) 20 en respuesta a la energía sísmica impartida en el agua 11 y por tanto en formaciones de material subterráneo (por ejemplo, formaciones de roca) por debajo del fondo del agua. El sistema de registro 15B se puede configurar adicionalmente para determinar y registrar las posiciones geodésicas de la fuente de energía sísmica 18 y de la pluralidad de sensores 20 en cualquier momento.

La embarcación 10 también se muestra remolcando un arreglo de cable marino sísmico 19 por debajo de la superficie 12 del agua 11. El arreglo de cable marino puede tener uno o más cables marinos desplazados entre sí en una dirección lateral (aproximadamente la línea transversal). Cada cable marino puede tener múltiples sensores espaciados 20 sobre el mismo en una dirección longitudinal (aproximadamente la línea interior). (La Figura 1 representa un cable marino del arreglo de cable marino 19).

En una modalidad ejemplar, los sensores 20 pueden ser sensores de multi-componentes que detectan presión, movimiento tridimensional (3-D) de partículas y/o tanto presión como movimiento de partículas. El movimiento de partículas en 3-D se puede detectar usando acelerómetros microelectromecánicos tri-axiales, por ejemplo. Los datos de medición de los sensores 20 pueden enviarse a, u obtenerse por medio de, el sistema de registro 15B.

De acuerdo con una modalidad de la invención, se puede producir un producto de datos geofísicos. El producto de datos geofísicos puede incluir datos geofísicos procesados usando la técnica divulgada en la presente y almacenados en un medio legible por computadora, tangible y no transitorio. El producto de datos geofísicos puede producirse costa afuera (es decir, mediante el equipo en una embarcación) o en la costa (es decir, en instalaciones en tierra) ya sea dentro de los Estados Unidos o en otro país. Si el producto de datos geofísicos se produce costa afuera o en otro país, puede importarse en la costa a instalaciones en los Estados Unidos. Una vez en la costa en los Estados Unidos, se puede realizar el análisis geofísico sobre el producto de datos.

La Figura 2 representa un subdominio homogéneo delimitado por dos interfaces superficiales de acuerdo con una modalidad de la invención. Por Figura 2, considérense las dos interfaces superficiales dD0 y dDi y asúmase que el medio en el dominio D entre estas interfaces es homogéneo con parámetros constitutivos p y ? para su densidad y compresibilidad, respectivamente. El sistema espacial de coordenadas Cartesianas que se usa puede tener dimensiones denotadas como Xi, x? y X3, en donde Xi es el eje horizontal en la dirección de línea interior, x2 es el eje horizontal en la dirección transversal, y x es el eje vertical que indica profundidad.

Además, asúmase que las interfaces dD0 y dD-? no se sobreponen. En otras palabras, como se muestra en la Figura 2, el valor máximo de la profundidad sobre la interfaz superior dDo, denotado como (o) x3,ma , es menor que (es decir, más somero que) el valor mínimo de la profundidad sobre la interfaz inferior dD-¡, denotada como 3-mm . Dada esta asunción, siempre existe un plano horizontal en = x£ de modo que Aunque se tienen dos superficies dD0 y dD1 para derivar la solución anterior, nuestra adquisición de datos sólo necesita registrar los datos sobre una sola superficie. Por tanto, considérese para la adquisición de datos geofísicos, que la interfaz dD1 representa la superficie definida por los sensores de arreglo de cable marino 19.

Dado lo anterior, considérese el campo de ondas de presión p en el plano horizontal x, - x§ . Como se muestra en la Ecuación (1 ) a continuación, el campo de ondas de presión se puede separar en un componente descendente pdown y un componente ascendente p up. p%xx,xs.x§>s) = $*<»»»(xvxt,xi.s) + ^{??,??.??. ), (1) en donde el parámetro complejo de Laplace s = \?. Las contrapartes espectrales (es decir, los transformados de Fourier), p down y p up, de los componentes de campo de ondas descendente y ascendente, p do n y p p, se dan por medio de p*™ (jsái.jsat. x§.s) Pdown (fs ^jsa^ * e??(-?G?§ , (2) ?"?> (jsat,jsa3, x§, s = Pu {jsut.jsct2. s) xp(srx§). (3) En las Ecuaciones anteriores (2) y (3), jsai es el parámetro espectral de línea interior de Fourier, jsa? es el parámetro espectral de línea transversal de Fourier, y sr es el coeficiente de propagación vertical.

Los solicitantes hacen notar que tanto la amplitud p~ down del componente descendente de campo de ondas como la amplitud up del campo de ondas ascendente se pueden considerar por consistir en contribuciones de fuente superficial sólo en la interfaz superficial D-i inferior. Estas amplitudes se pueden expresar por medio de F <kwn fjsa ,¡se{l, s) = / ,(i e (x,s)sp ß??0'?¾1 ?,? + ¡satl i,2 + rfx;3 )+ f{x. ? 3.4 ap(/s-,l ¡r,l + /so,2 r,2 + ?G?,3 ) ] y P up (/sajljía,! j) = 1/lsf J,(i ÍDtl)I[tJ-,li (x, S)sp eip(/sa,l i,l + jsa¿ t(l - sfx ) + p"(z,s) 3,i espQsa^ r;l + ¡s {2 ,2 - sfij3 ) ] (,i ÓA En las Ecuaciones (4) y (5) anteriores, el campo de ondas de vector de velocidad de partículas está dado por y las integrales se toman sobre las áreas de la interfaz superficial inferior dDi .

Para la totalidad, el par de transformados espaciales de Fourier {F,F"1} de la función 2 se define de la siguiente manera: fflCx^x .s)} = a(jsaírjsaa.x,,s = [ expQsa^ ^ + jsa3x,yafxt, xI,xt.s}dA, (6) Í exp(-/se,jtj - ¡sa^Xt dsUt.js i .s^dA = Ü(xt.x,.xt.s) = f-'pit/sa,../*»,.*,. s)}. (7) en donde {ai, o^} son los componentes horizontales del vector de lentitud angular a, definidos en términos de sus componentes Cartesianos, a = <zt£t + «ata + a i3 , (8) en donde a puede ser complejo, pero a siempre se toma como real. Aquí, u = u(x,t) representa el campo de ondas escalar y u = «Caes) cjeno†a su transformado de tiempo de Laplace.

Refiriéndose de nuevo a las Ecuaciones (4) y (5), las amplitudes espectrales se pueden computar usando estas ecuaciones. Como se puede ver en la Ecuación (4), la amplitud espectral para el campo de ondas descendente se puede obtener a través de un operador de dominio mezclado, en donde una integral se computa sobre la superficie de adquisición dA, la cual se encuentra sobre la superficie superior dDo. De forma similar, como se puede ver en la Ecuación (5), la amplitud espectral para el campo de ondas ascendente se puede obtener a través de un operador de dominio mezclado, en donde una integral se computa sobre la superficie de adquisición dA, la ? cual se encuentra sobre la superficie inferior SDj .

Para que las amplitudes espectrales estén libres de efectos de solape espacial, los campos de ondas medidos vk(x, s) y {x, s) necesitan conocerse o encontrarse en una rejilla suficientemente densa. En la adquisición convencional, el muestreo de estos campos de ondas a menudo es suficientemente denso en la dirección paralela a la dirección de línea de la vela (línea interior), por ejemplo, en la dirección del vector #?, en donde x = xtit + ???? + x3ia. (9) Sin embargo, sobre la misma superficie de adquisición d?^ en la dirección de línea transversal perpendicular a es decir, en la dirección /2, a menudo las mediciones sólo están disponibles sobre una rejilla mucho más gruesa. En otras palabras, no todos los pares de rastreos necesarios están fácilmente disponibles a partir de una adquisición de datos sísmicos marinos.

La presente divulgación proporciona una solución de descomposición de campo de ondas 3-D usando las expresiones de amplitud espectral para los campos de ondas ascendente y descendente en las Ecuaciones (4) y (5) anteriores. De acuerdo con una modalidad de la invención, las amplitudes se computan en el dominio espectral para todos los coeficientes espectrales horizontales. Estos campos de ondas espectrales después se pueden transformar de nuevo en el dominio de espacio-tiempo, en cualquier rejilla de salida de preferencia usando las Ecuaciones (6) y (7) anteriores. Como tal, la regularización en 3-D también se proporciona a cualquier rejilla de salida preferida. cualquier rejilla de salida preferida.

Las Figuras 3A-3B proporcionan un diagrama de flujo de un método ejemplar 300 de regularización de campo de ondas por medio de descomposición de campo de ondas tridimensional para la adquisición de datos geofísicos de acuerdo con una modalidad de la invención. La adquisición de datos geofísicos se puede realizar, por ejemplo, usando una disposición como la que se describió anteriormente en relación con la Figura 1. Los pasos de procesamiento de datos en el método 300 de las Figuras 3A-3B se puede realizar, por ejemplo, usando un sistema computacional en instalaciones de procesamiento de datos.

Por bloque 302, los rastreos medidos de datos sísmicos se pueden obtener a partir de un arreglo de sensores. Por ejemplo, el arreglo de sensores 19 representado en la Figura 1 se puede usar para obtener los datos sísmicos.

En una modalidad, los datos sísmicos se pueden expresar en términos de valores para xCMP, yCMP, h, <¡> y t, en donde los datos sísmicos adquiridos se transforman a este formato si es necesario. Aquí, CMP (Punto Medio Común) define las posiciones x e y de la ubicación a mitad del camino entre las ubicaciones de la fuente y el receptor para el rastreo y se referirá como las coordenadas CMP. Además, x e y son coordenadas ortogonales en una rejilla de procesamiento, típicamente orientada de modo que x esté en la dirección de línea interior e y esté en la dirección de línea transversal de la inspección sísmica (es decir, x corresponde a x7 e y corresponde a x2), aunque esta orientación puede ser definida por el usuario. Azimut, f, se puede definir como el ángulo entre la dirección de la adquisición de datos (típicamente, la línea de la vela o dirección de línea interior en la adquisición de datos marinos) y la línea recta entre las ubicaciones de la fuente y el receptor. La compensación, h, se puede definir como la distancia total entre las ubicaciones de la fuente y el receptor para el rastreo individual. El tiempo de llegada, t, se puede definir como el tiempo en el que un evento es registrado sobre el rastreo.

Por bloque 306 se puede seleccionar o determinar una rejilla de procesamiento espacial (entrada) R2. En una modalidad ejemplar, la rejilla de procesamiento espacial R2 no necesita ser "regular". En otras palabras, la rejilla de entrada no tiene que tener puntos de rejilla espaciados uniformemente a intervalos periódicos a lo largo de las direcciones Xj y x2 en un plano horizontal. Más bien, la rejilla de entrada puede ser una rejilla semi-regular especificada por el usuario. De acuerdo con una modalidad de la invención, la densidad de los puntos de rejilla se selecciona o determina de modo que la rejilla de entrada sea suficientemente densa en comparación con la rejilla de salida eventual para evitar el solape espacial.

Por bloques 308 a 316, el procesamiento se realiza para reconstruir todos los rastreos necesarios (deseados) en las Ecuaciones (4) y (5) anteriores a partir de los rastreos "más aptos" o "más cercanos" en los datos sísmicos adquiridos. Como se describe más adelante, los pasos de bloques 308 al 316 pueden reconstruir los rastreos deseados sin dar cuenta de las diferencias de azimut.

Por bloque 308, un punto de rejilla de la rejilla de entrada se puede seleccionar para procesamiento. Como se describe más adelante, el procesamiento para el punto de rejilla seleccionado puede incluir los pasos de procesamiento indicados en los bloques 309, 310 y 314.

Por bloque 309 se puede determinar un rastreo deseado en el punto de rejilla seleccionado para la interfaz inferior dD-¡. Los parámetros xCMP, yCMP, h, y f para el rastreo deseado se pueden determinar dada la posición del punto de rejilla seleccionado en relación con la posición de la fuente.

Los rastreos deseados con las posiciones CMP correctas x e y, compensación h, y azimut f a menudo no están presentes en el conjunto de rastreos adquiridos. Por tanto, los rastreos más aptos necesitan encontrarse y ajustarse apropiadamente.

Por bloque 310, el rastreo "más apto" o "más cercano" a partir de los datos sísmicos medidos usando el arreglo 19 se puede encontrar para el rastreo deseado en el punto de rejilla seleccionado. El rastreo más apto se puede encontrar minimizando una función F. En una modalidad, la función F se puede expresar como (= QXib'CMP - XitVCMP | + (jyjb'CAÍP - y^CMP | + htb - htd \ + (|(4& - (id \. (10) en donde a, ß, y e pueden ser definidos por el usuario o factores de pesaje predeterminados y los subíndices b y d denotan los rastreos más aptos y deseados, respectivamente.

La adquisición convencional de datos a menudo apunta a la distribución de fuentes y receptores de modo que un rastreo esté disponible para cada compartimiento CMP y combinación de compartimiento de compensación, en donde un compartimiento CMP contiene un intervalo pequeño de ubicaciones CMP x e y , y un compartimiento de compensación contiene un intervalo pequeño de compensaciones h. En este caso, sólo un azimut f puede estar disponible para el compartimiento CMP dado y la combinación de compartimiento de compensación. En otro caso, más de un rastreo puede estar disponible en cada compartimiento CMP y combinación de compartimiento de compensación, cada rastreo tiene su propio azimut, f.

De acuerdo con una modalidad de la invención, en cada caso discutido anteriormente (con uno o múltiples azimuts por combinación de compartimiento), el rastreo más apto se puede encontrar usando la Ecuación (11) a continuación.

(= QpcJ CMP - xldtCMP | + QyJPCMP - ytd*CMP | -t {\ b - |. (11) la cual difiere de la Ecuación (10) en que el término de diferencia final en azimut f no aparece. Usando la Ecuación (11), se puede encontrar el rastreo más apto minimizando la diferencia como una suma ponderada de diferencias en ubicaciones CMP x e y y compensaciones h, ignorando el azimut f.

Por bloque 314a, después de encontrar el rastreo más apto a partir de los datos sísmicos medidos, se puede aplicar una salida diferencial a este rastreo de datos para corregir la diferencia de compensación entre el rastreo deseado sobre la interfaz inferior 5Di y el rastreo más apto a partir de los datos sísmicos medidos. Este operador diferencial sólo corrige las diferencias de compensación; no corrige la diferencia en el azimut, la diferencia en las coordenadas CMP x e y, o las diferencias de tiempo dependientes de inmersión en relación con la compensación, entre el rastreo deseado y el rastreo más apto. Después de la salida diferencial, el rastreo más apto se puede referir como un rastreo corregido por compensación.

Por bloque 316 se puede hacer una determinación en cuanto a si hay más puntos de rejilla para procesar. Si los hay, el método 300 puede regresar al bloque 308 para seleccionar y procesar un punto de rejilla siguiente de la rejilla de entrada. Si no los hay, el método 300 se puede mover al bloque 322.

Por bloques 322 a 326, la corrección se puede hacer para las diferencias en azimut entre los rastreos deseados y los rastreos más aptos. Esto se puede lograr usando correcciones basadas en inmersión que se pueden determinar y aplicar por rastreo y por muestra para diferencias de azimut, coordenadas CMP y compensación relacionadas. Las correcciones basadas en inmersión pueden estar de acuerdo con las correcciones basadas en inmersión para la reconstrucción de datos divulgadas en la Publicación de Solicitud de Patente de EE.UU. No. 201 1/0178715, la divulgación de la cual se incorpora en la presente como referencia.

La corrección basada en inmersión se puede computar para los rastreos corregidos por compensación basados en información de inmersión local, y las correcciones después se pueden aplicar a los rastreos corregidos por compensación en cada muestra. La información de inmersión local se relaciona con la geología local y se predetermina o determina durante la aplicación del esquema de reconstrucción para los datos disponibles localmente. Debido a que las correcciones se determinan y después se aplican por rastreo, y por muestra, el método 300 se vuelve eficiente en términos computacionales. Las inmersiones se pueden determinar a partir de cualquier subconjunto apropiado del volumen total de datos adquiridos, como, por ejemplo, a partir de volúmenes comunes de compensación. Estas determinaciones generan un volumen estimado de inmersión.

Nótese que la inmersión se refiere a la pendiente entre dos carreras adyacentes en la recolección del mismo evento sísmico. La inmersión se puede medir como una relación entre una diferencia de tiempo y una diferencia de espacio (análogas a dt/dx). La inmersión se puede descomponer en dos componentes, orientados a lo largo de los ejes x e y de la rejilla de procesamiento que se esté usando. Aunque un evento de inmersión generalmente no pretende ser horizontal, no está excluido un evento horizontal.

Por bloque 322, un punto de rejilla de la rejilla de entrada se puede seleccionar para la corrección basada en inmersión a aplicarse. Por bloque 324, la corrección basada en inmersión después se puede aplicar al rastreo corregido por compensación para el punto de rejilla seleccionado. Después de la corrección basada en inmersión, el rastreo más apto se puede referir como un rastreo corregido por azimut.

Por bloque 326 se puede hacer una determinación en cuanto a si hay más puntos de rejilla para procesar. Si los hay, el método 300 puede regresar al bloque 322 para seleccionar un punto de rejilla siguiente para la aplicación de la corrección basada en inmersión. Si no los hay, el método 300 se puede mover a los bloques 332a y 332b.

Nótese que no se requiere necesariamente computar una corrección por inmersión separada para cada rastreo deseado a reconstruirse. En una modalidad alternativa, en lugar de computar las correcciones por inmersión para cada punto de rejilla en la rejilla de procesamiento, las correcciones por inmersión se pueden computar para puntos de rejilla sobre una rejilla esparcida que es menos densa que la rejilla de procesamiento. Las correcciones por inmersión para puntos de rejilla intermedios después se pueden estimar interpolando entre las correcciones por inmersión sobre la rejilla esparcida.

Por bloque 332a, las amplitudes espectrales del campo de ondas descendente sobre la superficie inferior dDi se pueden computar usando los rastreos corregidos por azimut a partir de los datos sísmicos medidos. De forma similar, por bloque 332b, las amplitudes espectrales del campo de ondas ascendente sobre la superficie inferior dD1 se pueden computar usando los rastreos corregidos por azimut a partir de los datos acuerdo con las Ecuaciones (4) y (5), respectivamente.

Después de que todas las amplitudes espectrales descendentes se han computado por bloque 332a, se puede realizar una transformación por bloque 334a para transformar el campo de ondas descendente a una rejilla de salida en el dominio espacio-tiempo. De forma similar, después de que todas las amplitudes espectrales ascendentes se han computado por bloque 332b, se puede realizar una transformación por bloque 334a para transformar el campo de ondas ascendente a la rejilla de salida en el dominio espacio-tiempo. La rejilla de salida se puede seleccionar para ser una rejilla regular. Se puede evitar el solape definiendo previamente la rejilla de entrada para asegurar que hay suficientes componentes de amplitud espectral de modo que la transformación reversa a la rejilla de salida se pueda lograr sin artefactos de solape.

Las transformaciones (334a y 334b) reversas al dominio espacio-tiempo se pueden realizar usando las Ecuaciones (6) y (7). En particular, los campos de ondas espectrales pdo n y p up de las Ecuaciones (2) y (3) se pueden transformar en los campos de ondas espaciales pdow" y ^UPJ respectivamente, usando la Ecuación (7). Como resultado, se obtienen los campos de ondas de presión descompuestos regularizados.

La Figura 4 muestra un ejemplo simplificado de un aparato computacional 400 que se puede usar al realizar los pasos del método 300 de las Figuras 3A-3B de acuerdo con una modalidad de la invención. El aparato computacional 400 puede configurarse con instrucciones ejecutables para computacional 400 puede configurarse con instrucciones ejecutables para realizar los métodos de procesamiento de datos descritos en la presente. Esta figura muestra sólo un ejemplo de una computadora que se puede usar para realizar los métodos de procesamiento de datos descritos en la presente. También pueden emplearse otros tipos de computadoras, como computadoras de procesadores múltiples, computadoras de servidor, computación en la nube por medio de una red de computadoras, y así sucesivamente.

El aparato de cómputo 400 puede incluir un procesador 401 , tal como aquellos de Intel Corporation de Santa Clara, California, por ejemplo. El aparato de cómputo 400 puede tener un sistema colector 403 que interconecta de forma comunicativa sus diversos componentes. El aparato de cómputo 400 puede incluir uno o más dispositivos de entrada 402 (por ejemplo, tablero, mouse), un monitor de despliegue 404 (por ejemplo, LCD, monitor de pantalla plana, CRT), una interfaz de red de cómputo 405 (por ejemplo, adaptador de red, módem) y un sistema de almacenamiento de datos que puede incluir uno o más dispositivos de almacenamiento de datos 406 (por ejemplo, disco duro, memoria en estado sólido, unidad de disco óptico, memoria USB) y una memoria principal 410 (por ejemplo, RAM).

En el ejemplo mostrado en esta figura, la memoria principal 410 incluye un código ejecutable 412 y datos 414 almacenados en el mismo. El código ejecutable 412 puede comprender componentes del código de programa legible por computadora (es decir, software) que pueden cargarse del dispositivo de almacenamiento de datos 406 a la memoria principal 410 para la ejecución por el procesador 401. En particular, el código ejecutable 412 puede ser configurado para realizar los pasos implementados por computadora en los métodos descritos en la presente.

Aunque la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, los expertos en la técnica con el beneficio de esta descripción, observarán que se pueden concebir otras modalidades que no se alejan del alcance de la invención como se describe en la presente. Por consiguiente, el alcance de la invención debe limitarse únicamente por las reivindicaciones anexas.

Claims (25)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1.- Un método para regularización de campo de ondas para adquisición de datos geofísicos, el método comprende: obtener rastreos medidos, los rastreos medidos incluyen rastreos medidos a partir de un arreglo de sensores; encontrar, para cada punto de rejilla sobre una rejilla de procesamiento, los rastreos más aptos de los rastreos medidos; computar las amplitudes espectrales de los campos de ondas descendentes y ascendentes usando los rastreos más aptos; y transformar los campos de ondas descendentes y ascendentes en una rejilla de salida en un dominio espacio-tiempo.

2.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el arreglo de sensores se remolca durante la adquisición.

3 - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los sensores son sensores de componentes múltiples que miden tanto la presión como las velocidades de partículas.

4.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente: determinar, para cada punto de rejilla sobre la rejilla de procesamiento, un rastreo deseado sobre una superficie que corresponde al arreglo de sensores.

5.- El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque encontrar el rastreo más apto comprende minimizar una suma ponderada de diferencias entre los parámetros para los rastreos más aptos y los rastreos deseados.

6.- El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque la suma ponderada de las diferencias incluye diferencias en las distancias del punto medio común en las direcciones de línea interna y línea transversal y una diferencia en las compensaciones.

7. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente: aplicar salidas diferenciales a los rastreos más aptos para obtener rastreos corregidos por compensación.

8. - El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque comprende adicionalmente: aplicar corrección basada en inmersión a los rastreos corregidos por compensación para obtener rastreos corregidos por azimut.

9. - Un aparato para regularización de campo de ondas de datos geofísicos, el aparato comprende: una memoria configurada para almacenar código ejecutable de procesador y datos; un procesador configurado para ejecutar el código legible por computadora para modificar los datos; un código legible por computadora para obtener rastreos medidos, los rastreos medidos incluyen rastreos medidos a partir de un arreglo de sensores; un código legible por computadora para encontrar, para cada punto de rejilla, los rastreos más aptos de los rastreos medidos a partir de los arreglos de sensores; un código legible por computadora para computar las amplitudes espectrales de los campos de ondas descendente y ascendente usando los rastreos más aptos; y un código legible por computadora para transformar los campos de ondas descendentes y ascendentes en una rejilla de salida en un dominio espacio-tiempo.

10.- El aparato de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque el arreglo de sensores comprende sensores de componentes múltiples que miden presión y velocidades de partículas.

11.- El aparato de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque comprende adicionalmente: un código legible por computadora para determinar, para cada punto de rejilla sobre la rejilla de procesamiento, un rastreo deseado sobre una superficie que corresponde al arreglo de sensores.

12.- El aparato de conformidad con la reivindicación 11 , caracterizado además porque encontrar el rastreo más apto comprende minimizar una suma ponderada de diferencias entre los parámetros para los rastreos más aptos y los rastreos deseados.

13. - El aparato de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque la suma ponderada de las diferencias incluye diferencias en las distancias del punto medio común en las direcciones de línea interna y línea transversal y una diferencia en las compensaciones.

14. - El aparato de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque comprende adicionalmente: un código legible por computadora para aplicar salidas diferenciales a los rastreos más aptos para obtener rastreos corregidos por compensación.

15.- El aparato de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado además porque comprende adicionalmente: un código legible por computadora para aplicar corrección basada en inmersión a los rastreos corregidos por compensación para obtener rastreos corregidos por azimut.

16 - Al menos un medio de almacenamiento legible por computadora tangible con código ejecutable no volátil almacenado en el mismo, que cuando se ejecuta mediante uno o más procesadores, lleva a cabo los pasos que comprenden: obtener rastreos medidos, los rastreos medidos incluyen rastreos medidos a partir de un arreglo de sensores; encontrar, para cada punto de rejilla sobre una rejilla de procesamiento, los rastreos más aptos de los rastreos medidos; computar las amplitudes espectrales de los campos de ondas descendentes y ascendentes usando los rastreos más aptos; y transformar los campos de ondas descendentes y ascendentes en una rejilla de salida en un dominio espacio-tiempo.

17. - El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque el código almacenado en el mismo además realiza los pasos que comprenden: determinar, para cada punto de rejilla sobre la rejilla de procesamiento, un rastreo deseado sobre una superficie que corresponde al arreglo de sensores.

18. - El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque encontrar los rastreos más aptos comprende minimizar una suma ponderada de diferencias entre los parámetros para los rastreos más aptos y los rastreos deseados.

19. - El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque la suma ponderada de las diferencias incluye diferencias en las distancias del punto medio común en las direcciones de línea interna y línea transversal y una diferencia en las compensaciones.

20. - El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque el código almacenado en el mismo además realiza los pasos que comprenden: aplicar salidas diferenciales a los rastreos más aptos para obtener rastreos corregidos por compensación.

21. - El medio de almacenamiento de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque el código almacenado en el mismo además realiza los pasos que comprenden: aplicar corrección basada en inmersión a los rastreos corregidos por compensación para obtener rastreos corregidos por azimut.

22. - Un método para generar un producto de datos geofísicos, el método comprende: obtener rastreos medidos, los rastreos medidos incluyen rastreos medidos a partir de un arreglo de sensores; encontrar, para cada punto de rejilla sobre una rejilla de procesamiento, los rastreos más aptos de los rastreos medidos; computar las amplitudes espectrales de los campos de ondas descendentes y ascendentes usando los rastreos más aptos; y transformar los campos de ondas descendentes y ascendentes en una rejilla de salida en un dominio espacio-tiempo.

23. - El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque comprende adicionalmente: determinar, para cada punto de rejilla sobre la rejilla de procesamiento, un rastreo deseado sobre una superficie que corresponde al arreglo de sensores.

24. - El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado además porque encontrar el rastreo más apto comprende minimizar una suma ponderada de diferencias entre los parámetros para los rastreos más aptos y los rastreos deseados.

25. - El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado además porque la suma ponderada de las diferencias incluye diferencias en las distancias del punto medio común en las direcciones de línea interna y línea transversal y una diferencia en las compensaciones.