MX2014010606A

MX2014010606A - Extraccion de datos de cizallamiento sv a partir de datos marinos de la onda p.

Info

Publication number: MX2014010606A
Application number: MX2014010606A
Authority: MX
Inventors: Bob A Hardage
Original assignee: Univ Texas
Priority date: 2012-03-06
Filing date: 2013-03-04
Publication date: 2015-01-14
Also published as: AU2013230205A1; EP2823337B1; AU2013230205B2; EA201491544A1; CA2866311C; BR112014021827A2; AP2014007960A0; EA026658B1; EP2823337A4; CA2866311A1; WO2013134145A1; EP2823337A1

Abstract

Se describe un sistema y método para procesar datos sistémicos obtenidos utilizando una pluralidad de receptores unicomponentes remolcados en un entorno marino, los receptores unicomponentes remolcados configurados para medir ondas P de compresión. El método consiste en recuperar datos sísmicos a partir de un dispositivo de almacenamiento, los datos sísmicos conteniendo datos P-P y datos del modo de cizallamiento, en donde los datos P-P y los datos del modo de cizallamiento ambos fueron recibidos en los receptores unicomponentes remolcados, configurados para medir las ondas P de compresión para generar los datos sísmicos. El método además consiste en procesar los datos sísmicos para extraer datos del modo de cizallamiento SV-P y generar datos de la imagen del modo de cizallamiento con base en los datos del modo de cizallamiento extraídos.

Description

EXTRACCIÓN DE DATOS DE CIZALLAMIENTO SV A PARTIR DE DATOS MARINOS DE LA ONDA P REFERENCIA CRUZADA CON SOLICITUDES RELACIONADAS Esta solicitud reclama el beneficio de y prioridad ante la Solicitud EUA No. 13/413,562, presentada en Marzo 6, 2012, la cual reclama el beneficio de y prioridad ante la Solicitud EUA No. 13/287,746, presentada en Noviembre 2, 2011, la cual reclama el beneficio de y prioridad ante la Solicitud EUA No. 13/217,064, presentada en Agosto 24, 2011, la cual reclama el beneficio de y prioridad ante la Solicitud EUA No. 12/870,601, presentada en Agosto 27, 2010, todas las cuales se incorporan a la presente para referencia en su totalidad.

ANTECEDENTE La presente solicitud en general se refiere a los sistemas y métodos para la exploración sísmica, incluyendo la adquisición y/o procesamiento de datos sísmicos para estimar las propiedades de la parte subterránea de la Tierra.

El principal tipo de datos utilizado para explorar para recursos de petróleo y gas son los datos de reflexión sísmica que forman las imágenes de la geología subterránea. Hay tres modos de ondas sísmicas que se pueden utilizar para la formación de imágenes subterráneas - un modo de onda de compresión (P) y dos modos de cizallamiento de onda (SV y SH) . Cuando los geofísicos adquieren los datos sísmicos que tienen todos estos tres modos, los datos son llamados datos completos de onda de campo elástica. Los datos completos de la onda de campo elástica se adquieren desplegando tres fuentes sísmicas ortogonales separadas en cada estación fuente a través de un área prospecto. Una fuente aplica un vector de fuerza vertical a la Tierra, una segunda fuente aplica un vector de fuerza horizontal en la dirección alineada (X) , y una tercera fuente aplica un segundo vector de fuerza horizontal en la dirección transversal (Y) .

Las ondas de campo producidas por cada una de estas tres fuentes de fuerza ortogonal son registradas por geófonos de 3 componentes que tienen elementos de detección ortogonal (XYZ). Los datos resultantes son llamados datos de 9 componentes porque consisten en datos de 3 componentes producidos por tres fuentes diferentes que ocupan la misma estación fuente en secuencia, no de forma simultánea. Las descripciones e ilustraciones completas de las fuentes, sensores, y procedimientos de campo utilizados para adquirir los datos completos de la onda de campo elástica se pueden encontrar en el Capitulo 2, Multicomponent Seismic Technology, Geophysical References Series No. 18, Society of Exploration Geop ysicists, del autor B.A. Hardage, M. V. DeAngelo, P. E. Murray, y D. Sava (2011) . Los geófonos con base en la superficie de un componente simple, vertical, se utilizan con el propósito de adquirir los datos sísmicos de la onda P.

Los datos sísmicos marinos son generados mediante una fuente de pistola de aire (por e . , una matriz de pistola de aire) remolcada unos pocos metros (por ej . , 3 a 15 m) debajo de la superficie del mar. Los datos son registrados por un cable largo (por ej . , tan largo como 10 o 15 km) que tiene hidrófonos separados en intervalos de unos pocos metros (por ej . , 10 a 20 m) . Varios de estos cables de hidrófono pueden ser remolcados por el mismo barco que remolca las pistolas de aire, o la fuente y los cables de hidrófono pueden ser remolcados por barcos separados. Algunas veces hay dos barcos de cables moviéndose a lo largo de pistas paralelas, posiblemente separados 6 u 8 km, y cada uno remolcando 10 o más cables hasta de 15 km que abarcan una distancia lateral de 1 a 2 km. En estos estudios marinos, con acimut múltiple, de intervalo largo, modernos, hay de 2 a 4 barcos fuentes estacionados alrededor de los barcos de cables. El procedimiento completo implica una pequeña armada moviéndose a baja velocidad con cada barco realizando su asignación con posicionamiento GPS preciso y temporizador de reloj atómico. La cantidad de datos registrados a través de un área de estudio grande puede ser escalonada.

El agua tiene un módulo de cizallamiento de cero, de este modo las ondas S no se pueden propagar en el agua de mar. Debido a que una fuente y receptor marinos están en una capa de agua, los datos sísmicos marinos se considera que son únicamente Datos de onda P.

BREVE DESCRIPCIÓN Se describe un sistema y método de procesamiento de datos sísmicos obtenidos utilizando un receptor remolcado en un entorno marino, el receptor remolcado configurado para medir las ondas de compresión P. El método consiste en recuperar los datos sísmicos desde un dispositivo de almacenamiento, los datos sísmicos contienen datos P-P y datos en modo de cizallamiento, en donde los datos P-P y los datos en modo de cizallamiento se recibieron ambos en el receptor remolcado configurado para medir las ondas de compresión P para generar los datos sísmicos. El método además consiste en el procesamiento de los datos sísmicos para extraer los datos en modo de cizallamiento SV-P y generar los datos de la imagen en modo de cizallamiento con base en los datos extraídos en modo de cizallamiento.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La FIG. 1 es un diagrama que muestra una onda de campo sísmica multicomponente, totalmente elástica que se propaga en una Tierra homogénea, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 2 es un diagrama que muestra los desplazamientos de onda de cizallamiento SH y SV, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 3 es una vista de un mapa de patrones de iluminación SH y SV para fuentes de desplazamiento ortogonal (X y Y) horizontal.

La FIG. 4 es una comparación del comportamiento de velocidad SH, SV y P para la propagación de ondas elásticas en medios estratificados horizontalme te .

La FIG. 5 es una vista transversal de un cálculo teórico de Patrones de radiación P y SV producidos cuando una fuerza vertical F se aplica a la superficie de la Tierra, se muestra para dos valores diferentes de la relación de Poisson de la Capa de la Tierra, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

Las FIGs. 6A y 6B muestran un Patrón de radiación de onda S de la FIG. 5 desplegada como un objeto 3D, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 7A es un diagrama de datos VSP adquiridos utilizando una fuente de desplazamiento vertical, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 7B es un diagrama de datos VSP adquiridos utilizando una fuente de desplazamiento vertical, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 8 es un diagrama que muestra una geometría de la fuente-receptor utilizada para analizar los patrones de radiación P y S emitidos por las fuentes sísmicas, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 9 es un diagrama que muestra las aperturas del ángulo de elevación, de acuerdo con una modalidad ej emplar .

La FIG. 10 es un diagrama que muestra la transformación de los receptores X, Y, Z a los receptores P, SV, SH, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 11 es una serie de diagramas que muestra datos X, Y, Z ejemplares adquiridos con una matriz vertical a partir de una fuente de impacto vertical, y los datos correspondientes girados al espacio de datos P, SV y SH, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 12 es una serie de diagramas que muestra los datos X, Y, Z ejemplares adquiridos con una matriz vertical desde una fuente de explosión en boquetes, y los datos correspondientes girados al espacio de datos P, SV y SH, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 13 es una serie de diagramas que muestra datos X, Y, Z ejemplares adquiridos con una matriz vertical a partir de una fuente de vibrador vertical, y los datos correspondientes girados al espacio de datos P, SV y SH, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 14 es una ilustración del principio de inversiones de la polaridad de los datos aplicado a los datos de la fuente de fuerza vertical para crear los datos de onda S de polaridad constante a través del espacio de imagen sísmica, de acuerdo con una modalidad ej emplar .

La FIG. 15 muestra un primer ejemplo de polaridades de los datos sísmicos de la fuerza vertical y el resultado de la inversión de polaridades en el dominio de polaridad negativa para convertir los datos de la fuente de fuerza vertical a datos de fuente dipolar de polaridad constante, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 16 muestra un segundo ejemplo de polaridades de los datos sísmicos de la fuerza vertical y el resultado de la inversión de polaridades en el dominio de polaridad negativa para convertir los datos de la fuente de fuerza vertical a datos de fuente dipolar de polaridad constante, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 17 es un diagrama de bloques de un sistema de procesamiento y adquisición de datos y método para adquirir y procesar datos completos de la forma de onda elástica desde una fuente de fuerza vertical utilizando los sensores con base en la superficie, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 18 es un diagrama de bloques de un sistema de procesamiento y adquisición de datos y método para adquirir y procesar los datos completos de la forma de onda elástica a partir de una fuente de fuerza vertical utilizando los sensores subterráneos, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 19 es un diagrama de bloques de un sistema de procesamiento de datos para procesar los datos completos de la onda de campo elástica, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 20 es un diagrama de flujo que muestra un método de procesamiento de datos completos de onda elástica, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 21 es un diagrama de trayectoria del rayo que muestra una comparación de la formación de imágenes P-P y SV-P de geología subterránea, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 22 es un diagrama de trayectoria del rayo que muestra una dirección de enfoque de las trayectorias del rayo P-P y SV-P ascendentes en una estación receptora cuando la capa superior de la Tierra es un sedimento sin consolidar de baja velocidad, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 23 es un diagrama de trayectoria del rayo que muestra los principios de formación de imágenes SV-SV y SV-P, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 24 es un diagrama de trayectoria del rayo que muestra la dirección de enfoque de las trayectorias del rayo P y SV ascendentes en una estación receptora cuando la capa superior de la Tierra es roca de alta velocidad, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 25 es un diagrama de trayectoria del rayo que muestra una comparación de las trayectorias del rayo P-SV y SV-P, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

Las FIGs. 26A y 26B son diagramas que muestran el tamaño y posición del espacio de la imagen SV-P para dos geometrías de adquisición de datos de onda P en 3D, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 27 es un diagrama de una geología subterránea que muestra los dominios de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo para los datos SV-P y Facies A y B ocasionando velocidades diferentes, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

Las FIGs. 28A y 28B son ejemplos de reflexiones SV-P primarias y múltiples extraídas de los datos sísmicos de onda P del geófono vertical, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 29 es un diagrama que muestra los principios de formación de imágenes SV-P y P-SV CCP, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 30 es un diagrama y tabla que muestra la migración preapilamiento, de acuerdo con una modalidad ej emplar .

La FIG. 31 es una tabulación de algunas similitudes y diferencias entre los datos SV-P y P-SV, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 32 es un diagrama de bloques de un sistema de procesamiento de datos para procesar los datos de ondas de ci zallamiento a partir de un sensor vertical, de acuerdo con una modalidad ej emplar .

La FIG. 33 es un diagrama de bloques de un sistema de procesamiento y adquisición de datos y método para adquirir y procesar los datos de ondas de cizallamiento a partir de una fuente de fuerza vertical utilizando los sensores con base en la superficie, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 34 es un diagrama de flujo que muestra un método de procesamiento de datos de onda de cizallamiento a partir de un receptor vertical en una situación que implica una superficie de la Tierra de baja velocidad, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 35 es un diagrama de flujo que muestra un método de procesamiento de datos de onda de cizallamiento a partir de un receptor vertical en una situación que implica una superficie de Tierra de alta velocidad, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 36 es un diagrama de ángulos de aproximación de ondas P a un geófono vertical, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 37 es un diagrama de ángulos de aproximación de Ondas SV a un geófono vertical, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 38 es un diagrama esquemático de equipo utilizado en la adquisición de los datos sísmicos marinos y trayectorias del rayo de modos sísmicos, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 39 es un diagrama esquemático que muestra las trayectorias del rayo asociadas con una fuente del fondo marino virtual y un receptor del fondo marino virtual, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 40 es un diagrama de una geología subterránea que muestra los dominios de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo para los datos SV-P y Facies A y B ocasionando velocidades diferentes, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 41 es un diagrama que muestra (a) datos marinos de desplazamiento positivo, (b) datos marinos de desplazamiento negativo, y (c) una combinación de datos marinos de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 42 muestra los principios de formación de imágenes SV-P y P-SV CCP, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 43 muestra una distribución tiempo-espacio de velocidades para cada modo sísmico específico, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 44 es un cálculo ejemplar utilizado en 1 migración en tiempo de preapilamiento de datos sísmicos de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 45 es un diagrama de flujo que muestra un proceso de migración en tiempo de preapilamiento, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 46 es un diagrama de flujo que muestra un sistema y método para el procesamiento de datos SV-P marinos, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

La FIG. 47 es un diagrama del sistema que muestra un sistema para la adquisición y procesamiento de datos SV-P marinos, de acuerdo con una modalidad ejemplar.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES EJEMPLARES Una o más modalidades descritas en la presente pueden proporcionar un método mediante el cual los datos sísmicos completos de la onda de campo elástica (modos P, SV y SH) pueden ser adquiridos y procesados utilizando únicamente una fuente, una fuente de fuerza vertical. Las modalidades pueden ser más simples y de costo inferior que si se utilizan tres fuentes de fuerza ortogonal. Las modalidades se pueden utilizar en la exploración y explotación de aceite y gas, o cualquier otra actividad donde los datos de reflexión sísmica son ampliamente utilizados. Las modalidades pueden eliminar numerosas barreras técnicas, ambientales, y de costo que limitan las aplicaciones de los datos sísmicos completos de la onda de campo elástica.

Una o más modalidades descritas en la presente pueden implicar las salidas de la estrategia de procesamiento de datos sísmicos convencionales.

Una o más modalidades descritas en la presente pueden disminuir el costo para adquirir los datos sísmicos completos de la onda de campo elástica. La tasa diaria para utilizar una sola fuente de fuerza vertical es menor que las tasas para desplegar ambas, una fuente de fuerza vertical y una fuente de fuerza horizontal para adquirir datos equivalentes. Además, los datos se pueden adquirir más rápido desplegando una sola fuente en cada estación fuente para crear los datos completos de la onda de campo elástica en lugar de desplegar una fuente de fuerza vertical y una fuente de fuerza horizontal. Mientras más trabaje un contratista para adquirir datos, mayor será el costo de los datos.

Una o más modalidades descritas en la presente pueden proporcionar la habilidad para adquirir los datos sísmicos de la onda de campo elástica a través de un intervalo más amplio de condiciones de la superficie, como pueden ser pantanos, ciénagas, terreno montañoso accidentado, bosque denso, y regiones agrícolas. Las fuentes de fuerza vertical pueden operar en una amplia variedad de terrenos superficiales. Por ejemplo, se pueden utilizar explosivos en boquete en pantanos, ciénagas, bosque denso, o montañas accidentadas, todos los cuales son lugares de fuentes horizontales que no se pueden desplegar totalmente, o a mayor costo debido a los sitios de preparación. Los vibradores verticales se pueden desplegar en áreas de alto cultivo y residenciales sin ocasionar daño físico a los edificios e infra-estructura.

Una o más modalidades descritas en la presente pueden proporcionar una elección más amplia de las fuentes sísmicas. Hay una elección limitada de las fuentes sísmicas de fuerza horizontal como pueden ser los vibradores horizontales, pesados o fuentes de impacto inclinado. El número total de vibradores horizontales a través del mundo es muy pequeño. El número de fuentes de impacto inclinado es menor. Más de cada tipo de fuente se podría fabricar si aparece la demanda. Por el contrario, hay cientos de fuentes de fuerza vertical. Las clases dominantes de fuentes de fuerza vertical son vibradores verticales (cientos alrededor del mundo) y explosivos en boquete (disponibles en cualquier lugar) . Las fuentes de impacto vertical son pocas, pero también se pueden fabricar en masa si se crea un mercado. Para la adquisición de datos del perfil sísmico vertical (VSP) en áreas a distancia (por ejemplo junglas ecuatorianas) , una pistola de aire encendida en un pozo de lodo sería una fuente de fuerza vertical. Una o más modalidades descritas en la presente pueden permitir a los geocientífieos seleccionar de un gran menú de fuentes de fuerza vertical: vibradores verticales, explosivos en boquetes, impactadores verticales, o pistolas de aire de foso de lodo.

Componentes de onda Refiriéndonos a la FIG. 1, se muestra una onda de campo sísmico completo, multicomponente, elástica que se propaga en una Tierra simple homogénea. Tres modos de ondas sísmicas independientes, a base de vectores, se propagan en la Tierra: un modo de compresión, P, y dos modos de cizallamiento, SV y SH (Fig. 1) . Cada modo viaja a través de la Tierra a una velocidad diferente, y cada modo distorsiona la Tierra en una dirección diferente a medida que se propaga. Las flechas de doble punta 102 son vectores de desplazamiento de partículas que indican la dirección en la cual cada modo desplaza la Tierra. Las flechas 104 muestran una dirección de propagación de ondas. La adquisición de los modos multicomponentes resulta en los datos completos de la onda de campo elástica. Las orientaciones de los vectores de desplazamiento P, SV, y SH en relación con la dirección de propagación de cada modo se muestran en la Figura 1.

Las velocidades de propagación de los modos de cizallamiento SH y SV pueden diferir únicamente un porcentaje bajo, pero ambas velocidades de cizallamiento (Vs) son significativamente menos que la velocidad de la onda P (VP) . La relación de velocidad Vp/Vs puede variar por un orden de magnitud en Medios de la Tierra, desde un valor de 50 o más en agua profunda, sin consolidar, cerca del sedimento del fondo marino a un valor de 1.5 en unas pocas rocas bien consolidadas, densas.

Refiriéndonos a la FIG. 2, se muestra una distinción ejemplar entre los modos de cizallamiento SH y HV. Los modos de cizallamiento SH y HV se pueden distinguir mediante la formación de imagen de un plano vertical que pasa a través de una estación fuente A y una estación receptora B. El desplazamiento del vector SV ocurre en este plano vertical, como se indica en la flecha 202; el desplazamiento del vector SH es normal al plano, como se indica en la flecha 204. Este plano vertical pasa a través de las coordenadas de una estación fuente A, una estación receptora B, y un punto de reflexión C o D producidos por ese par fuente-receptor se puede llamar un plano sagital o plano de propagación.

Fuentes de Fuerza Horizontal e Iluminación SH/SV Refiriéndonos a la FIG. 3, se describirá una vista de mapa de patrones de radiación teórica SH y SV producidos por las fuentes de desplazamiento horizontal, ortogonal 302, 304. Las expresiones matemáticas que describen la forma geométrica de los patrones de radiación P, SV, y SH producidos por las fuentes sísmicas en una Tierra isotrópica son descritas por White (1983) . Vista directamente desde arriba la fuente de desplazamiento horizontal, los modos SV y SH se propagan lejos de las estaciones fuente 302, 304 como círculos o elipses que se expanden. Para simplificar la descripción gráfica, los patrones se mostrarán como círculos. Debido a que la radiación SV a partir de una fuente de desplazamiento horizontal 302, 304 generalmente es más energética que la Radiación SH, los círculos de radiación SV se dibujan más grandes que los círculos de radiación SH. Estos círculos indican cuales partes del espacio de la imagen afecta cada modo y la magnitud de la iluminación del modo que alcanza cada coordenada de la imagen. Los tamaños relativos de estos círculos son cualitativos y no se intenta que sean exactos en el sentido cuantitativo.

Un vector de desplazamiento de fuente horizontal 306 orientado en la dirección Y (lado izquierdo de la figura) ocasiona que los modos SV irradien en las direcciones +Y y -Y y los modos SH se propagan en las direcciones +X y -X. Un vector de desplazamiento de fuente horizontal 310 orientado en la dirección X (lado derecho de la figura) ocasiona que los modos SV irradien en las direcciones +X y -X y los modos SH se propagan en las direcciones +Y y -Y. Si una línea se dibuja desde la estación fuente 302, 304 para intersecar uno de estos círculos de radiación, la distancia al punto de intersección indica la magnitud de ese desplazamiento de modo particular en la dirección acimutal de esa linea. La orientación de los vectores de desplazamiento de partícula 308 y 312 permanece constante a través del espacio de la imagen, pero la magnitud de los vectores de desplazamiento de partícula SH y SV varía con un acimut como se muestra mediante los círculos de radiación SH y SV en la FIG. 3.

Refiriéndonos a la FIG. 4, el comportamiento de la velocidad de los modos SH y SV que se propagan a través de una Tierra estratificada han sido descritos por Levin, F., 1979, Las velocidades Sísmicas en medios isotrópicos transversalmente I: Geophysics, 44, 918-936 y Levin, F., 1980, las velocidades Sísmicas en medios isotrópicos transversalmente II: Geophysics, 45, 3-17. La Tierra estratificada son medios isotrópicos transversales, verticales, estratificados hori zontalmente (VTI) . Observe que todos los ángulos de elevación (excepto el ángulo 402) SV y SH se propagan con velocidades diferentes, teniendo SH una velocidad significativamente más rápida en ángulos de elevación superficiales (como puede ser el ángulo 404) desde una estación fuente 406. Esta física de la onda será útil cuando se examinen los datos de la prueba sísmica descritos posteriormente.

Puentes de fuerza vertical e Iluminación Directa S Un tipo de fuente utilizado en la adquisición de datos sísmicos en tierra aplica una fuerza de desplazamiento vertical a la Tierra. Entre estas fuentes de fuerza vertical están los droppers y thumpers {camiones) de peso vertical, explosivos en boquetes, y vibradores verticales. Esas fuentes tradicionalmente se ven únicamente como fuentes de ondas P, pero también producen ondas de campo S robustas.

Refiriéndonos a la FIG. 5, una ilustración de un cálculo teórico, en vistas transversales, está presente para ilustrar cómo se distribuye la energía entre los patrones de radiación en modo de cizallamiento SV y onda P cuando se aplica una fuerza vertical a un espacio semi elástico 502 desde una fuente de fuerza vertical o fuente de desplazamiento vertical. Véase Miller, G., y H. Pursey, 1954, El campo e impedancia de radiación de radiadores mecánicos en la superficie libre de un sólido isotrópico semi-infinito : Proc. Royal Soc. London, Series A, v. 223, p. 521-541 y White, J. E., 1983, Underground sound— applications of seismic waves: Elsevier Science Publishers. Se muestran los cálculos para dos valores diferentes de la relación de Poisson de la Capa de la Tierra, representando la primera imagen 500 una relación de Poisson de 0.44 y la segunda imagen 502 representando una relación de Poisson de 0.33. Este análisis se enfoca únicamente en ondas corporales e ignora la energía que viaja horizontalmente a lo largo de la interfaz de aire de la Tierra. Los semi-cí rculos indican la resistencia relativa de la radiación. Las líneas radiales definen el ángulo de elevación en relación con la vertical. En cada modelo, se genera más energía SV que energía P.

Los cálculos de la FIG. 5 muestran que una fuente de fuerza vertical 504 produce más energía SV 506 que Energía P 508, y que en ángulos de elevación de 20 grados y más este modo SV directo es mucho más fuerte que el modo P. Esta radiación SV particular puede no resultar en una iluminación robusta de geología directamente debajo de la estación fuente; considerando que, su radiación P acompañante lo hace. Con el fin de tomar ventaja del modo SV directo producido por las fuentes verticales de desplazamiento en tierra, se pueden poner en práctica dos características en los sistemas de adquisición de datos. Primero, se utilizan geófonos de tres componentes (3C) en lugar de geófonos de un solo componente. Segundo, se utilizan tiempos de registro más largos para acomodar la velocidad de propagación más lenta del modo SV directo ascendente y descendente. Por ejemplo, los tiempos de registro de la onda P de cuatro segundos a seis segundos se pueden extender al menos a ocho segundos o al menos a 12 segundos. Los tiempos de registro para desplazamientos largos entre fuente y receptor pueden ser al menos tres veces o al menos cuatro veces el tiempo de viaje vertical al objetivo de interés más profundo. Los sistemas de adquisición de datos sísmicos modernos pueden acomodar los tiempos de adquisición de datos largos requeridos para la formación de imágenes de objetivos profundos en estaciones receptoras de desplazamiento lejano. Un circuito de procesamiento dentro del sistema de adquisición de datos puede estar configurado para controlar los geófonos u otros receptores o sensores para escuchar o registrar los datos sísmicos recibidos por al menos un tiempo mínimo de registro.

Una forma definitiva para ilustrar la radiación P y SV directa producida por una fuente de desplazamiento vertical es analizar su onda de campo descendente utilizando los datos del perfil sísmico vertical (VSP) . Un ejemplo de datos VSP adquiridos en la Cuenca de Delaware de Nuevo México con un vibrador vertical utilizado como una fuente se proporciona en la FIG. 7A. El modo descendente etiquetado SV no es una onda tubular debido a que se propaga con una velocidad de aproximadamente 2400 m/s (8000 pies/s), lo cual es casi dos veces la velocidad de una onda tubular portada por fluidos- Las ondas P y SV descendentes que iluminan las ondas pequeñas producidas inmediatamente en el punto donde este vibrador aplica una fuerza vertical a la Superficie de la Tierra están etiquetadas y se extienden de regreso a la estación fuente de la superficie 700 para mostrar que un Modo SV es producido directamente en la fuente. La ausencia de cobertura de datos a través de los 3000 pies más superficiales de estratos deja alguna duda sobre donde es creado un evento SV descendente, de modo que un segundo ejemplo de datos VSP producidos por un vibrador vertical en el Sur de Texas también se muestra en la FIG. 7B. Otra vez esta fuente de desplazamiento vertical crea una onda de campo SV directa robusta además de la acostumbrada onda de campo P. En este ejemplo, el Modo descendente SV se puede extender de regreso a la estación fuente en la Superficie de la Tierra con confianza. En el caso de la FIG. 7B, la fuente se desplaza únicamente 100 pies desde el pozo VSP. El diagrama superior muestra una respuesta del geófono vertical. El diagrama del fondo muestra la respuesta de un geófono horizontal.

Los ejemplos de los datos VSP de las FIGs . 7A y 7B muestran que un vibrador vertical es un productor eficiente de radiación SV directa y crea un Modo SV-SV que se puede utilizar. Un disparo explosivo también aplica una fuerza de desplazamiento vertical a la Tierra y genera un modo SV directo.

El Modo SV presentado por los datos en las FIGS. 7A y 7B es producido en la misma coordenada de la Tierra que el Modo P y es una onda directa SV generada por la fuente. El medio de propagación en este lugar tiene velocidades VP y Vs inusualmente bajas. El Modo SV produce una gran población de reflexiones SV ascendentes que se pueden observar en estos datos sin procesar, crudos.

El término "SV" se utiliza antes para describir la radiación de la onda S. Sin embargo, como se verá más adelante, el término "SV" se debe reemplazar con el término más amplio "S", significando que la energía de la onda S radiada es tanto SV como SH cuando la radiación es considerada en un contexto 3D en lugar de cómo un solo perfil vertical.

Para ilustrar el principio de que la radiación de la onda S producida por una fuente de fuerza vertical consiste en ambos modos, SV y SH, el patrón desplegado a la derecha de la FIG. 5 se convirtió en un objeto 3D y se presenta como las FIGS. 6A y 6B. Para facilidad de comprensión, el patrón de radiación 3D se simplificó para contener únicamente el lóbulo S principal 512, 514 que se muestra en la FIG. 5. Tanto el componente de la onda P 516 como el lóbulo S secundario más pequeño 518 que se ven en la FIG. 5 se omiten. El sólido además se altera separando una sección 90 grados 602 para permitir la mejor vista de la geometría 3D mediante la cual la energía S se dispersa lejos de la estación fuente de la fuerza vertical VFS.

En la FIG. 6A, los planos SV y SH y vectores de desplazamiento se muestran en relación con una estación receptora RA. En la FIG. 6B, los planos SV y SH y vectores de desplazamiento están dibujados en relación con una estación receptora RB. Estas dos estaciones receptoras arbitrarias RA y RB, separadas por un acimut de 90 grados, están colocadas en la Superficie de la Tierra alrededor de una estación VFS donde se despliega una fuente de fuerza vertical. Las vistas oblicuas y vistas de mapas se muestran de un plano vertical que pasa a través de la estación fuente y cada estación receptora. Como se describe para la FIG. 2, este plano fuente-receptor es el plano SV para cada estación receptora. Para cada receptor, también se muestra un plano SH perpendicular a cada plano SV. El plano SH para el receptor R¾ es el plano SV para el receptor RB, y de forma inversa, el plano SH para el receptor RB es el plano SV para el receptor RA. Independientemente de donde esté colocada una estación receptora en el espacio acimut lejos de una estación de fuerza vertical, ambos modos, SV y SH, se propagarán a esa estación. La información de cizallamiento SH está disponible como lo es la información de cizallamiento SV cuando se adquieren los datos de la fuente de fuerza vertical.

Prueba de Campo El Laboratorio de Exploración de Geofísica (EGL) en Comité Económico de Geología inició un programa de pruebas de campo para cuantificar las formas geométricas y resistencias relativas de los modos de ondas de compresión (P) y de cizallamiento (S) producidas por una variedad de fuentes sísmicas. El primer programa de pruebas se hizo en el Sitio de Prueba Devine propiedad de la Universidad de Texas en Austin y manejado por los Investigadores EGL. Las fuentes desplegadas por esta prueba inicial fueron: paquete de l-kg de explosivo colocado a una profundidad de 20 pies, un vibrador horizontal, un vibrador vertical, y un peso acelerado que choca con la Tierra verticalmente y en ángulos inclinados .

Geometría de Fuente-Receptor Refiriéndonos a la FIG. 8, se muestra una ilustración de la geometría de fuente-receptor. La geometría de fuente-receptor utilizada para evaluar los patrones de la radiación de la fuente P y S combinan los conceptos de prueba de onda horizontal (que implica únicamente una matriz receptora horizontal) y prueba de onda vertical (que implica únicamente una matriz receptora vertical) como lo describe Hardage, ?.?., 2009, Prueba de Onda Horizontal: Explorador AAPG, v. 30, no. 12, p. 26-27 y Hardage, B.A. 2010, Prueba de Onda Vertical: Explorador AAPG, v. 31, no. 1, p. 32-33. Una matriz vertical de 24 estaciones de geófonos de tres componentes se desplegó en un pozo de prueba seleccionado, con estaciones receptoras que abarcan un intervalo de profundidad que se extiende desde 500 hasta 1632 pies (Fig. 8). Los geófonos de tres componentes (3C) están configurados para adquirir las tres dimensiones de una onda elástica completa. Varias matrices horizontales de 25 estaciones de sensores 3C separados 10 pies abarcaron el intervalo de desplazamiento de 0 a 250 pies inmediatamente después del pozo receptor. Las estaciones fuente se desplazaron desde el pozo en intervalos de 250 pies, la dimensión lineal de las matrices receptoras de superficie horizontal.

Apertura Vertical Refiriéndonos a la FIG. 9, se muestra una aproximación del intervalo de apertura creado por la geometría fuente-receptor. Los modos P y S descendentes se registraron sobre una amplia apertura de ángulos de elevación (de 14 grados a 81 grados en este ejemplo) desde la estaciones fuente en la superficie para definir la forma geométrica de los patrones de radiación P y S en la vista de la sección. El ángulo de elevación más superficial implica datos generados en la estación fuente 9 (desplazamiento 1920 pies) y registrados en la estación receptora en el fondo del agujero 24 (profundidad de 500 pies) . El ángulo de elevación más inclinado implica la estación fuente 2 (desplazamiento 250 pies) y la estación receptora en el fondo del agujero 1 (profundidad de 1632 pies) . Una primera aproximación del intervalo de apertura creado por la geometría fuente-receptor se puede crear suponiendo las trayectorias del rayo rectas desde la fuente al receptor en el fondo del agujero, el cual produce el resultado que se muestra en la FIG. 9. En la propagación de ondas real, las trayectorias del rayo son curvas como lo dictan las refracciones en las interfaces entre las capas de velocidad. Las trayectorias del rayo refractan (se doblan) cuando avanzan desde una capa de la Tierra que tiene la velocidad VI hacia una capa que tiene la velocidad V2. La curvatura de la trayectoria del rayo se puede calcular si se conoce la estratificación de la velocidad. Las suposiciones de trayectoria del rayo rectas se utilizan para explicar los principios descritos con referencia a la FIG. 9.

Transformar Datos VSP a Datos en Modo de Onda En un pozo vertical, las orientaciones de acimut de los geófonos horizontales X,Y desplegados mediante cable alámbrico torcido difieren en cada estación en el fondo del agujero debido a los espines del módulo receptor. Como resultado, las conmutaciones de fase y variaciones de amplitud introducidos en los datos mediante las variaciones de estación a estación en la orientación del receptor no permiten que sean reconocidos eventos individuales o modos de onda distintos, particularmente eventos de la onda S que tienden a dominar las respuestas del sensor horizontal. En este caso, los receptores están orientados matemáticamente para los acimuts e inclinaciones específicos para definir los modos P y S ascendente y descendente.

Refiriéndonos a la FIG. 10, se muestra una descripción gráfica de la transformación de receptores del espacio de datos X, Y, Z al espacio de datos P, SV, SH. Las transformaciones de los receptores en el agujero desde las orientaciones X, Y, Z in situ a un espacio de datos donde los receptores están orientados para enfatizar los eventos P, SV, y SH se han practicado en la tecnología de perfiles sísmicos verticales (VSP) . DiSiena, J. P. , Gaiser, J.E., and Corrigan, D. , 1981, Three-component vertical seismic el perfils - orientation of horizontal componente for shear wave analysis: Tech. Paper S5.4, p. 1990-2011, 51st Annual Meeting of Society of Explorati on Geophysicists . Hardage, B.A., 1983, Vertical seismic profiling, Part A, principies : Geophysical Press, 450 pages (The VSP Polarization Method for Locating Reflectors, pages 307 - 315). Ejemplos de este procedimiento de orientación del receptor aplicado a las fuentes de choque vertical, explosivo en boquetes, y vibrador vertical en las estaciones fuente seleccionadas se muestran en las FIGs. 11, 12, y 13, respectivamente. Las ventanas de datos que abarcan 100 ms inmediatamente después del inicio de las llegadas directas de la onda P interpretadas se utilizaron para determinar el acimut y ángulos de inclinación T y F (FIG. 10) en cada estación receptora .

La Figura 10 muestra una rotación de 2 pasos de los ejes de las coordenadas para determinar los ángulos direccionales desde un receptor subterráneo a una fuente sísmica colocada en la superficie. Cuando un sensor de 3 componentes desciende varios cientos de pies debajo de un pozo, las orientaciones de acimut de los sensores horizontales no se conocen debido a que el paquete receptor gira sobre el cable alámbrico torcido utilizado para el despliegue. Como una consecuencia, los modos P, SH, y SV se entremezclan en cada respuesta del sensor debido a que los sensores no están orientados en las direcciones de desplazamiento de las partículas P, SV, y SH. Por lo tanto, cada receptor subterráneo está orientado matemáticamente de modo que un sensor apunta directamente a lo largo de la trayectoria del rayo de la onda P de viaje descendente desde una fuente en la superficie. Una vez que se hace esa rotación, el sensor que apunta en la fuente es dominado por los datos P, el segundo sensor en el mismo plano vertical que el sensor P (este plano vertical pasa a través de las estaciones fuente y receptora) es dominada por SV, y el tercer sensor (perpendicular a este plano vertical) es dominado por SH. Dos ángulos -un ángulo de rotación horizontal T y un ángulo de rotación vertical F - tienen que determinarse para obtener esta orientación del sensor.

Para determinar el ángulo de acimut horizontal T (Fig. 10), se analizan los datos en una ventana de tiempo corto que abarca únicamente la primera Onda P descendente que llega desde la fuente. Únicamente las respuestas de los sensores horizontales X y Y se analizan en este primer paso de rotación. Los datos adquiridos mediante los sensores X y Y son transformados matemáticamente a las respuestas que serian observadas si estos dos sensores ortogonales fueran girados a nuevos ejes de coordenadas de modo que aumenten sucesivamente un grado de acimut. Esta rotación se hace 180 veces para crear las respuestas del sensor que permitan que los ejes del sensor apunten sobre un intervalo de acimut de 180 grados desde el acimut desconocido en el cual los sensores apuntan realmente. Cuando el sensor X está colocado en el plano vertical que pasa a través del receptor y la fuente, la respuesta del sensor X será un máximo, y la respuesta del sensor Y será un mínimo. Cuando se encuentra esta respuesta máxima-X y mínima-Y, el ángulo entre los ejes del sensor in situ y los ejes girados deseados que aislan los modos de onda P, SV, y SH es T.

Para determinar el ángulo de inclinación F (Fig. 10), las respuestas del sensor después de transformar los datos a ejes de coordenadas orientados en el acimut T después se analizan en la ventana de datos cortos que abarca únicamente la primera llegada de la onda P descendente, como se define en este nuevo espacio de datos-coordenadas. Los datos únicamente del sensor Z (vertical) y del nuevo sensor X que han sido girados hacia el plano fuente-receptor vertical se utilizan en esta segunda rotación. En esta segunda rotación del eje, estas dos respuestas del sensor se transforman matemáticamente a las respuestas que se observarían si estos dos sensores se inclinaran en inclinaciones sucesivas de un grado de inclinación sobre un intervalo de inclinación de 90 grados. Cuando el receptor Z está apuntando en la dirección de la primera llegada de la onda P entrante, su respuesta será una máxima, y el sensor acompañante en la respuesta del mismo plano vertical (el nuevo sensor X girado e inclinado) será un mínimo. Cuando se encuentra esta condición, se ha definido el ángulo F.

Los datos transformados a este segundo sistema de coordenadas definida por una rotación de acimut de T y un ángulo de inclinación de F tienen la separación óptima de los modos P, SV, y SH, con P, SV, y SH siendo los datos dominantes datos en los sensores Z, X, y Y girados e inclinados, respectivamente.

Refiriéndonos a la FIG. 11, los diagramas 1100, 1102 y 1104 muestran los datos X, Y, Z adquiridos en el Sitio de Prueba Devine con la matriz receptora vertical cuando una fuente de impacto vertical se coloca en la estación fuente 9, desplazamiento 1920 pies desde la matriz receptora. Las gráficas 1106, 1108 y 1110 muestran los mismos datos girados al espacio de datos P, SV, SH. Ningún evento P o SV aparece en el panel de datos SH. Debido a que el desplazamiento SH es ortogonal para ambos, los desplazamientos P y SV, la ausencia de eventos P y SV define los datos SH. Los eventos SV que aparecen en el panel de datos P como puede ser el evento que se muestra en el 1112 son conversiones P-a-SV descendentes. Las conversiones P-a-SV descendentes son ocasionadas únicamente por la incidencia no normal de una onda P en una interfaz de contraste de impedancia. Los modos P y SV intercambian energía libremente cuando se reflejan y refractan en las interfaces debido a que los vectores de desplazamiento de estos dos modos están en el mismo plano vertical. Ni P ni SV pueden convertir la energía a SH, y por el contrario SH no se puede convertir en P o SV, debido a que el desplazamiento SH es ortogonal al plano vertical en el cual se propagan P y SV. Para confirmar que un panel de panel de datos está en un modo SH, buscamos la evidencia de los eventos P y SV incrustados en el tablero de datos. Si no se puede identificar ningún evento P o SV, el modo es SH puro, por definición. Observe que en los ángulos de elevación superficiales (arriba de 4 o 5 estaciones receptoras), las ondas SH viajan más rápido que las ondas SV como lo predice Levin (1979, 1980) , supra , y medido por Robertson, J.D. and D. Corrigan , 1983, Radiation patterns of a shear-wave vibrator in near-surface shale: Geophysics , 48, 19-26.

Las ondas SV producidas directamente en las fuentes significan que las ondas SV son generadas exactamente en el punto donde es aplicada una fuerza vertical a la Tierra. No necesitan tener una interfaz de impedancia-contraste cerca de la fuente para ocasionar que la SV entre en existencia. La onda SV se propagará lejos de una fuente de fuerza vertical incluso en un medio homogéneo, espeso en el cual no haya interfaces.

Por el contrario, las conversiones P-a-SV ocurren únicamente en las interfaces donde hay un contraste de impedancia. En cualquier momento llega una onda P a una interfaz en cualquier ángulo de incidencia diferente a 0 grados (normal a la interfaz), algo de la Energía P de iluminación se convierte en P reflejada y refractada y alguna se convierte en SV reflejada y refractada. De este modo, la conversión P-a-SV ocurre en las coordenadas de la interfaz a distancia de una fuente, no directamente en el punto de la fuente. Un modo SV convertido necesita que 2 condiciones estén presentes: 1) Una interfaz a través de la cual haya un contraste en impedancia acústica, y 2) Una trayectoria del rayo de onda P que llega a esa interfaz en un ángulo que no es normal a la interfaz. Cuando el ángulo de incidencia es de 0 grados (perpendicular a la trayectoria del rayo a la interfaz), el coeficiente de reflexión P-a-SV es cero. En otros ángulos de incidencia, el coeficiente de reflexión P-SV no es cero.

Refiriéndonos a la Fig. 12, las gráficas 1200, 1202 y 1204 muestran los datos X, Y, Z reales adquiridos en el Sitio de Prueba Devine con la matriz receptora vertical cuando una fuente explosiva en boquetes se coloca en la estación fuente 5, desplazamiento 1250 pies desde la matriz. Las gráficas 1206, 1208 y 1210 muestran los mismos datos girados al espacio de datos P, SV, SH. Ningún evento P o SV aparece en el panel de datos SH. Los eventos SV que aparecen en el panel de datos P son más débiles que en el caso para una fuente de impacto vertical, posiblemente debido a rotaciones del receptor más exactas. Observe que en los ángulos de elevación superficiales (arriba de 4 o 5 estaciones receptoras), las ondas SH viajan más rápido que las ondas SV como lo pronostica Levin (1979, 1980), supra, y medido por Roberson y Corrigan (1983), supra.

Refiriéndonos a la FIG. 13, los diagramas 1300, 1302 y 1304 muestran los datos X, Y, Z, reales adquiridos en el Sitio de Prueba Devine con la matriz receptora vertical cuando una fuente de vibradores verticales está colocada en la estación fuente 6, desplazamiento 1500 desde la matriz. Las gráficas 1206, 1208 y 1210 muestran los mismos datos girados a los espacios de datos P, SV, SH. Ningún evento P o SV aparece en el panel de datos SH. Las mediciones hechas en los ángulos de elevación superficiales tienen amplitudes más grandes que las mediciones hechas con las fuentes explosivas y de impacto vertical (FIGs. 11 y 12) .

Una gráfica de ganancia constante se aplica a cada panel de datos en cada una de las FIGs. 11-13. De este modo, dentro de las Figuras individual, las amplitudes P, SV, y SH se pueden comparar visualmente para juzgar los niveles de energía relativos de los modos P y S. Esas comparaciones confirman que los modos SV y SH irradian lejos a partir de una fuente de fuerza vertical que tiene amplitudes mayores que las asociadas con el Modo P. Las ganancias de la presentación de los datos difieren para cada fuente, de modo que las amplitudes P y S producidas por los explosivos se deben comparar visualmente con las amplitudes P y S producidas por las fuentes de impacto vertical o vibrador vertical.

De acuerdo con la teoría, los datos SH no se convierten a los modos P-o-SV a medida que una onda de campo elástica se propaga a través de Tierra Estratificada, y por el contrario, los modos P y SV no se convierten a modos SH. Ningún panel de datos SH contiene eventos P-o-SV, los cuales indican que las separaciones de las ondas de campo desplegadas en las FIGs . 11 a 13 están hechas adecuadamente. La teoría también establece que la energía se intercambia libremente entre los modos P y SV a medida que se propagan a través de los medios estatificados. Todos los paneles de datos SV de las Figuras 11-13 muestran los eventos de conversión de P-a-SV 1114, 1214, y 1314, los cuales nuevamente indican la física correcta de las ondas. Aunque cantidades menores de energía SV permanecen en los paneles de datos P, consideramos que nuestra separación del modo de onda es suficientemente exacto para establecer los principios fundamentales de ambos modos de cizallamiento SH y SV, que son producidos por una fuente de fuerza vertical además del modo de onda P esperado.

Otra pieza de evidencia que confirma los dos modos S que se muestran en las FIGs. 11 a 13 son SV y SH es el hecho de que las ondas de frente etiquetadas SH viajan más rápido en ángulos de elevación superficiales (cerca de la horizontal) que la onda de frente etiquetada SV. Esta distinción en el comportamiento de la velocidad de SH y SV se enfatiza mediante la teoría documentada por Levin (FIG. 4). Las diferencias en las velocidades SH y SV se ven mejor comparando los tiempos de llegada de las ondas de frente S en las FIGs. 11 y 12 en los receptores superficiales colocados sobre el intervalo de profundidad de 500 o 700 pies.

Procesamiento de Datos Existe una diferencia entre los vectores de desplazamiento de la fuente de onda S producida por las fuentes de la fuerza vertical y las fuentes de fuerza horizontal convencionales. El desplazamiento de la onda S aplicado a la tierra mediante la fuente de la fuerza horizontal se muestra en la Figura 3. Ese desplazamiento está orientado en una dirección del acimut fijo (por ej . , indicado por la flecha 306) , y los desplazamientos de la Tierra alrededor del punto de aplicación de todos los puntos en la misma dirección (por ej . , como se indica mediante las flechas 308) en la dirección de la fuerza aplicada. Por el contrario, el desplazamiento S es creado por los puntos de la fuente de la fuerza vertical en cada dirección de acimut alrededor de su punto de aplicación, y los vectores de desplazamiento de la Tierra correspondientes del mismo modo que el punto en todas las direcciones de acimut lejos de la estación fuente (véase las FIGS . 6a y 6b) . El efecto que se ve en los datos de reflexión sísmica es que los datos de la onda S producidos por una fuente dipolar (FIG. 3) tienen la misma polaridad en cada cuadrante de acimut que rodea una estación fuente, pero los datos de la Onda S producidos por una fuente de fuerza vertical tienen diferentes polaridades cuando se ven en direcciones de acimut que difieren en 180 grados.

Las estrategias de procesamiento de datos de la onda S a través de la industria sísmica se basan en la suposición de que las polaridades de datos son constantes a través de la totalidad del espacio de la imagen sísmica. De este modo las polaridades de los datos de la onda S adquiridos con una fuente de fuerza vertical se pueden ajustar a datos de polaridad constante parecidos producidos por una fuente dipolar a través de un ajuste de polaridad de datos.

Refiriéndonos a la FIG. 14, se describirá un proceso de ajuste de polaridad de datos. La FIG. 14 muestra una vista del mapa de una estación de fuente de la fuerza vertical VFS colocado en una rejilla de adquisición de datos sísmicos en 3D 1400. En el lenguaje sísmico, la dirección en que están desplegadas las líneas receptoras se llamada "alineada," y la dirección en que están orientadas las líneas fuente se llama "transversal." En la mayor parte de diseños de adquisición de datos sísmicos en 3D, las direcciones alineada y transversal son perpendiculares entre sí.

La dirección de acimut de la polaridad positiva en las direcciones transversal y alineada es arbitraria. Sin embargo, una vez que el procesador de datos selecciona ciertas direcciones alineada y transversal como polaridades positivas, él o ella automáticamente dividen el espacio de la imagen sísmica alineada y transversal alrededor de una estación de fuente de fuerza vertical en dos dominios de polaridad - un dominio de polaridad positivo y un dominio de polaridad negativo. La FIG. 14 muestra el principio de la inversión de polaridad de datos aplicado a los datos de la fuente de fuerza vertical para crear los datos de la onda S de polaridad constante a través del espacio de la imagen sísmica. Se muestra una geometría de adquisición de datos sísmicos en 3D ejemplar llamada geometría ortogonal en la cual la línea fuente y la línea receptora son ortogonales entre sí. VFS es una estación de fuerza vertical en una línea fuente. Una dirección de polaridad positiva se selecciona (de forma arbitraria) tanto para la dirección transversal (línea de fuente) como la dirección alineada (línea receptora) . Esta decisión divide el espacio de imagen sísmico en dos dominios - un dominio de polaridad positivo y un dominio de polaridad negativo.

Un ejemplo de datos reales de este principio de polaridad de datos se muestra en las FIGs. 15 y 16. Estos datos sísmicos en 3D se adquirieron utilizando un vibrador vertical. La rejilla de adquisición de datos se muestra entre cada par de paneles de datos para definir la posición de una estación de fuente fija y diversas estaciones receptoras donde los datos producidos por esta fuente de fuerza vertical son registrados. Las direcciones alineada (IL) y transversal (XL) positivas asignada a la rejilla están indicadas en cada estación receptora. El trazo de la fluctuación presentado a la izquierda muestra las polaridades de los datos registrados. El trazo de la fluctuación presentado en el lado derecho muestra los datos después de que la inversión de polaridad ha sido aplicada como se describe en la FIG. 14. Después de que estas polaridades se voltean, todos los datos tienen polaridad consistente a través de la totalidad del espacio de la imagen sísmica y se pueden procesar mediante software sísmico estándar.

El procesamiento de datos para los modos de onda SV y SH producidos directamente en el punto de aplicación de una fuente de fuerza vertical difiere del procesamiento de los datos SV convertidos. Con los datos de la fuente directa, las polaridades de los datos se invierten en el dominio de desplazamiento negativo, y una vez que se hace la corrección de esta polaridad de datos, los datos en los dos dominios de desplazamiento se procesan como una sola serie de datos, no como dos series de datos separadas. Los datos de la onda S de la fuente directa se pueden procesar con estrategias del punto medio (C P) comunes considerando que, los datos P-SV se procesan con las estrategias del punto de conversión (CCP) comunes. Los análisis de las velocidades de datos se hacen de forma diferente en estos dos dominios de procesamiento de datos - punto medio común contra conversión común.

La FIG. 15 muestra un primer ejemplo de polaridades de los datos sísmicos de la fuerza vertical registrados en las direcciones de acimut que difieren en 180 grados lejos de una estación fuente (izquierda) . A la derecha, la Figura 15 muestra el resultado de la inversión de polaridades en el dominio de polaridad negativo para convertir los datos de la fuente de fuerza vertical a datos de fuente dipolar de polaridad constante.

La FIG. 16 muestra un segundo ejemplo de polaridades de los datos sísmicos de la fuerza vertical registradas en las direcciones de acimut que difieren en 180 grados lejos de una estación fuente (izquierda) . A la derecha, la FIG. 16 muestra el resultado de la inversión de polaridades en el dominio de polaridad negativa para convertir los datos de la fuente de fuerza vertical a datos de fuerza dipolar de polaridad constante.

Aunque los datos de la fuente de fuerza vertical no producen las mismas polaridades de datos de la onda S que las fuentes de la fuerza horizontal convencional, inversiones de polaridad de datos, correcciones, inversiones o ajustes en las partes adecuadas del espacio de la imagen sísmica transforman las polaridades de la fuerza vertical a polaridades de la fuerza horizontal. Después de estos ajustes de polaridad, los datos de la fuente de la fuerza vertical se pueden procesar solo como datos de la fuente de la fuerza horizontal, utilizando algoritmos conocidos.

Hallazgos Los datos de la prueba EGL muestran que las fuentes de la fuerza vertical, comúnmente percibidos como fuentes de la Onda P, generan más energía S directamente en el punto de aplicación de la fuerza de lo que hacen en la energía P. En una modalidad, la energía S es generada directamente en el punto de aplicación de la fuerza de la fuente en lugar de a través de las aplicaciones de las conversiones del modo P-a-SV en la interfaces subterráneas.

Además, las pruebas de campo muestran que las fuentes de fuerza vertical producen un modo SH de calidad elevada, energía elevada directamente en la estación fuente además de un modo SV. Esta declaración se confirma mediante: • El modo reclamado para ser SH produce un desplazamiento de la tierra normal al modo SV, y • Tiene una velocidad mayor que el modo SV en ángulos de elevación superficiales.

De este modo, el programa de prueba de fuente EGL evidencia que los datos completos de la onda de campo elástica (P, SV. SH) se pueden adquirir utilizando las fuentes de fuerza vertical.

La existencia de los datos del modo SV directamente en la estación fuente pueden contrastar con los datos SV que se convierten en interfaces de impedancia-contraste en la Tierra a partir del modo P a SV mediante algunas capas de medios debajo de la superficie de la Tierra, las cuales se pueden mencionar como "cerca de la fuente". Hay únicamente dos formas de generar un modo de cizallamiento SV: 1) utilizar una fuente que produce un desplazamiento SV directamente en la estación fuente, o 2) utilizar una fuente que genera una onda P robusta y utiliza los modos SV convertidos que produce la onda P cuando ilumina una interfaz en cualquier ángulo de incidencia diferente a 0 grados .

Como se explica anteriormente, los datos SH se observan en los datos producidos por los tres tipos generales de fuente de fuerza vertical (vibrador vertical, impacto vertical, explosión en boquetes) lo cual significa que ocurre un desplazamiento SH directamente en el punto donde una fuente de fuerza vertical aplica su vector de fuerza a la Tierra.

Adquisición ? Procesamien-to de Datos Refiriéndonos ahora a la FIG. 17, se describirá un diagrama de un sistema de adquisición y procesamiento de datos 1700 y método para la adquisición de procesamiento de datos completos de la forma de onda elástica desde una fuente de fuerza vertical utilizando los sensores con base en la superficie. Una fuente sísmica de fuerza vertical 1702 se coloca sobre, cerca, o dentro de un rebajo superficial de la superficie de la Tierra 1704. La fuente 1702 está configurada para impartir una fuerza vertical a la superficie 1704 para proporcionar ondas sísmicas hacia los medios terrestres 1706. La fuente 1702 puede consistir en un vibrador vertical, explosivo en boquetes, impactador vertical, pistola de aire, dropper o thumper de peso vertical y/u otras fuentes de fuerza vertical. En este ejemplo, la fuente de fuerza vertical 1702 produce el modo P de compresión y ambos modos de cizallamiento fundamental (SH y SV) en la Tierra 1706 directamente en un punto de aplicación 1708 de la fuente de fuerza vertical. En esta modalidad, al menos algunas de las ondas de cizallamiento SH y SV son generadas en la fuente 1702 y no por la conversión subterránea ocasionada por porciones de los medios de la Tierra 1706. Las ondas de frecuencias se pueden proporcionar en una barrida de frecuencia o un impulso de banda ancha. Una fuente de fuerza vertical se puede utilizar sin ninguna fuente de fuerza horizontal.

Un sensor sísmico 1710 esta a lo largo de la superficie de la Tierra, el cual puede incluir estar colocado sobre, cerca o dentro de un rebajo de la superficie de la Tierra 1704. Por ejemplo, en una modalidad, los agujeros superficiales se pueden perforar y los sensores 1710 desplegar en los agujeros para evitar el ruido del viento, el ruido producido por las gotas de lluvia, etc. El sensor 1710 está configurado para detectar o sentir los modos de onda ascendentes reflejados a partir de los sectores subterráneos, formaciones, objetivos de interés, etc. En esta modalidad, el sector 1710 contiene un geófono multicomponente, por ejemplo un geófono de tres componentes configurado para detectar el modo P de compresión y ambos modos de cizallamiento fundamental (SH y SV) . Como se describe en las FIGs. 1-14, diversas matrices y configuraciones de fuentes 1702 y sensores 1710 se pueden poner en práctica en diferentes modalidades. Por ejemplo, los patrones de adquisición de dos dimensiones y tres dimensiones se pueden desplegar a través de la superficie de la Tierra 1704. Como otro ejemplo, una pluralidad de fuentes 1702 (por ej . , al menos dos, al menos cinco, al menos diez, etc.) se pueden colocar a lo largo de una línea y están configurados para transmitir ondas sísmicas juntas o al mismo tiempo. El perfil sísmico vertical se puede utilizar en una modalidad. En una modalidad alternativa, un arreglo de perfil sísmico vertical inverso se puede utilizar, en el cual una o más fuentes están colocadas en un agujero o pozo y uno o más detectores o receptores de tres componentes están colocados a lo largo de la superficie de la Tierra. En otra modalidad alternativa, se puede utilizar un arreglo interpozos, en el cual las fuentes están colocadas en un pozo o agujero y los receptores o sensores de tres componentes están colocados en otro pozo o agujero. En una fuente en el agujero puede estar un vibrador mecánico enclavado en la pared en un pozo cargado de aire o cargado de fluido, o una pistola de aire, pistola de agua, o transductor piezo-cerámico de alta energía suspendido libremente en una columna de fluido, u otra fuente.

Un sistema de registro sísmico 1712 está configurado para recibir datos sísmicos detectados por los sensores 1710 a través de un enlace de comunicación alámbrico o inalámbrico y para almacenar los datos en una base de datos. El sistema 1712 puede consistir en cualquier tipo de dispositivo de computación. El sistema 1712 se puede configurar para adquirir y/o procesar los datos recibidos. Por ejemplo, el procesamiento puede consistir en la inversión de polaridad como se describe anteriormente, los pasos de procesamiento de la FIG. 18 más adelante, u otros algoritmos de procesamiento de datos sísmicos.

Un dispositivo de salida de medios digitales 1714 se puede acoplar al sistema 1712, o los datos se pueden transferir al dispositivo 1714 del sistema 1712 utilizando cualquiera de una variedad de tecnologías, como puede ser una red alámbrica o inalámbrica, dispositivo de memoria, etc. El dispositivo 1714 puede consistir en uno o más de un dispositivo de presentación, una impresora, un altavoz, y/u otros dispositivos de salida.

De acuerdo con una modalidad, el sistema 1712 se puede configurar para adquirir o capturar los datos en modo SH-SH con los sensores con base en la superficie. De acuerdo con otra modalidad, el sistema 1712 se puede configurar para adquirir ambos datos en modo SV y SH con los sensores con base en la superficie.

Refiriéndonos ahora a la FIG. 18, se describirá un diagrama de un sistema de procesamiento y adquisición de datos 1800 y método para adquirir y procesar los datos completos de la forma de onda elástica a partir de una fuente de fuerza vertical utilizando los sensores subterráneos. Una fuente sísmica de fuerza vertical 1802 está colocada sobre, cerca, o dentro de un rebajo superficial de la Superficie de la Tierra 1804. La fuente 1802 está configurada para impartir una fuerza vertical a la superficie 1804 para proporcionar ondas sísmicas hacia los medios de la Tierra 1806. En este ejemplo, la fuente de fuerza vertical 1802 produce el Modo P de compresión y ambos modos de cizallamiento fundamental (SH y SV) en Tierra 1806 directamente en un punto de aplicación 1808 de la fuente de fuerza vertical. En esta modalidad, al menos algunas de las ondas de cizallamiento SH y SV son generadas en la fuente 1802 y no por conversión subterránea ocasionada por porciones de medios de la Tierra 1806. La contaminación de datos S producida directamente en una estación fuente por datos SV convertidos producidos en las interfaces a distancia de la estación fuente puede ocurrir. Un sistema de procesamiento de datos se puede configurar para resolver, eliminar, reducir o identificar estos datos SV convertidos (y/u otros modos de ruido, como pueden ser eventos P, P y S múltiples, ondas superficiales reverberantes, el ruido del aire, etc.) y para enfatizar, amplificar, o identificar la señal elegida.

Una pluralidad de sensores sísmicos 1810 está colocado en una pluralidad de lugares dentro de cada uno o más de los agujeros profundos o superficiales cualquier ángulo de desviación. Los sensores 1810 pueden desplegarse de forma permanente (por ej . , cementando o de otro modo asegurándolos en su lugar) o se pueden recuperar a través de tubería enrolladla o inalámbrica. Los sensores 810 están configurados para detectar o sentir los modos de onda ascendentes, reflejados desde los sectores subterráneos, formaciones, objetivos de interés, etc. En esta modalidad los sensores 1810 al menos contienen cada uno un geófono multicomponente, por ejemplo un geófono de tres componentes configurado para detectar el modo P de compresión y ambos modos de cizallamiento fundamentales (SH y SV) . Como se describe en las FIGs . 1-14, diversas matrices y configuraciones de fuentes 1802 y detectores 1812 se pueden poner en práctica en diferentes modalidades .

Los sensores del equipo de despliegue y el sistema de registro sísmico 1812 pueden estar configurados para colocar los sensores 1810 dentro del agujero 1809, proporcionar alimentación a los sensores 1810 y proporcionar otras funciones necesarias para desplegar los sensores 1810. El sistema 1812 consiste en un sistema de computación configurada para recibir los datos sísmicos detectados por los sensores 1810 a través de un enlace de comunicación alámbrica o inalámbrica 1813 y para almacenar los datos en una base de datos. El sistema 1812 puede estar configurado para adquirir y/o procesar los datos recibidos. Por ejemplo, el procesamiento puede consistir en la inversión de la polaridad como se describe anteriormente, los pasos del procedimiento de la FIG. 18 más adelante, o los algoritmos de procesamiento de datos sísmicos.

Un medio digital 1815 se puede acoplar al sistema 1812 utilizando cualquiera de una variedad de tecnologías como puede ser una red alámbrica o inalámbrica, etc. Los medios 1815 pueden estar configurados para almacenar y transferir los datos procesados y/o detectados a otros dispositivos de computación.

Refiriéndonos ahora a la FIG. 19, se describirá un sistema de procesamiento de datos para procesar los datos completos de la onda de campo elástica. El sistema 1900 consiste en un sistema de computación digital 1902, como puede ser una computadora personal, servidor UNIX, estación de servicio simple, grupo de extremo elevado de las estaciones de trabajo, u otro sistema o sistemas de computación. El sistema 1902 consiste en alimentar de forma suficiente el procesamiento para procesar grandes cantidades de datos sísmicos complejos. Un dispositivo de almacenamiento masivo 1904 u otra memoria está acoplada al sistema de computación digital 1902, el cual está configurado para recibir datos desde los registradores de campo o detectores almacenados en un medio digital 1906, como puede ser una tarjeta de memoria, disco duro, u otro dispositivo de memoria. El dispositivo de almacenamiento masivo 1904 está configurado para descargar o recibir los datos sísmicos multicomponentes de los medios digitales 1906 y para almacenar los datos en una base de datos.

Una interfaz de usuario 1908, como puede ser un teclado, pantalla, pantalla táctil, bocinas, micrófono, u otros dispositivos de la interfaz de usuario se pueden acoplar al sistema 1902 para la comunicación de dos vías entre el sistema 1902 y un usuario. De acuerdo con una modalidad ejemplar, las terminales de usuario múltiples 1910 pueden tener acceso al sistema de procesamiento de datos 1902 a través de una interfaz de usuario utilizando una red de computadoras, terminales, u otros dispositivos de entrada/salida (por ej . , una red de área amplia como puede ser la Internet) .

Una biblioteca de software 1912 esta acoplada al sistema de procesamiento de datos 1902 y consiste en uno o más medios legibles por computadora no transitorios programados para realizar uno o más algoritmos de procesamiento. Los algoritmos de procesamiento pueden consistir en cualquiera de un número de algoritmos de procesamiento de datos sísmicos conocidos o algoritmos descritos en la presente o que se puedan desarrollar en el futuro. Los algoritmos pueden consistir en algoritmos de dos categorías: 1) Algoritmos necesarios para procesar los datos adquiridos mediante los sensores de tres componentes con base en la superficie y 2) los algoritmos requeridos para procesar los datos adquiridos con los sensores de tres componentes colocados en los pozos de profundidad.

Sensores con base en la superficie Para los sensores con base en la superficie, el sistema de computación de datos 1912 puede estar programado con el código existente, código propietario y código comercial público. El sistema 1902 puede estar programado con código nuevo para optimizar el manejo de datos y construcción de imágenes. El sistema 1902 puede estar programado para extraer los modos P, SH, y SV de los datos registrados, como se describe en la presente con referencia a las FIGS. 1-14.

Sensores de Pozos de Profundidad Cuando los datos son adquiridos con los sensores en pozos de profundidad, el procedimiento se llama perfil sísmico vertical (VSP) . Los sistema de procesamientos de datos VSP no están tan ampliamente distribuidos como los sistemas para el procesamiento de datos de sensores en la superficie. Los datos VSP se pueden procesar utilizando los sistemas de procesamiento de datos hechos o utilizados por los contratistas VSP, como pueden ser Schlumberger, Halliburton, Baker Atlas, READ, y/u otras compañías. Los sistemas de procesamiento de datos pueden estar configurados para extraer los modos P, SH Y SV de los datos registrados buscando irradiar SV y SH directamente desde una estación fuente en la superficie.

El sistema 1900 además puede consistir en uno o más dispositivos de salida 1914 acoplados al sistema de computación digital 1902. Los dispositivos de salida 1914 pueden consistir en plotters, controladores de cinta, controladores de disco, etc., configurados para recibir, almacenar, desplegar y/o presentar datos procesados en un formato útil.

Refiriéndonos ahora a la Figura 20, se describirá un diagrama de flujo que muestra un método 2000 de procesamiento de datos completos de la onda elástica. El método puede operarse en uno o más circuitos de procesamiento, como puede ser el sistema de computación digital 2002. En un bloque 2002, un circuito de procesamiento se proporciona con los modos P, SH y SV mixtos en el espacio de datos de las coordenadas del campo (alineada y transversal) de los pasos de adquisición descritos anteriormente. En el bloque 2004, el circuito de procesamiento está configurado o programado para segregar, separar o de otro modo eliminar los datos en modo P aplicando filtros de velocidad para rechazar o filtrar los modos SH y SV.

Un filtro de velocidad es cualquier procedimiento numérico aplicado a los datos sísmicos que enfatizan los eventos que se propagan con un cierto comportamiento de velocidad determinada y eventos de atenuación que se propagan con velocidades diferentes a las velocidades predeterminadas. Hay numerosos algoritmos disponibles para los procesadores de datos sísmicos que realizan la filtración de velocidad. Algunos de estos filtros operan en el dominio de frecuencia-numero de onda (f-k), algunos en el dominio tiempo-lentitud (tau,p), algunos son filtros medios en el dominio de tiempo-profundidad, etc. Los filtros de velocidad permiten que sean segregadas las reflexiones P primarias de las P múltiples, y que los eventos S sean aislados de los eventos P.

Los eventos SV convertidos tienen una velocidad más rápida que los eventos S directos debido a que los SV convertidos implican una onda P descendente; considerando que, trayectoria del rayo descendente para un evento S directo es S (mucho más lento que P) . Los filtros de velocidad se pueden diseñar para que pasen las velocidades lentas asociadas con un evento S-S (S descendente y S ascendente) y rechacen las velocidades más rápidas de los eventos P-SV (P descendente y SV ascendente) .

En un bloque 2006, el circuito de procesamiento está configurado para la inversión de las polaridades de los datos del sensor horizontal alineados y transversales adquiridos en los desplazamientos negativos, como se describe antes con referencia a las FIGS. 10-14. En un bloque 2008, el circuito de procesamiento está configurado para transformar los datos del sensor horizontal del espacio de datos alineado/transversal en espacio de datos radial/transversal, como se describe antes con referencia a las Figuras 10-14. Como resultado, los modos SH y SV (SH=datos transversales., SV=datos radiales) son segregados y procesados de forma separada. El orden entre los bloques del método 2000 se puede reacomodar en diversas modalidades; por ejemplo el orden de los bloque 2006 y 2008 se puede intercambiar.

En un bloque 2010 los datos de sensor radial se ajustan aparte como una base de datos SV, y los datos del sensor transversal se ajustan aparte como una base de datos SH. Esta separación de los modos SV y SH permite que los modos se introduzcan de forma individual (por ej . , como serie de datos separados) en la corriente de procesamiento de datos que inicia en el bloque 2012.

En un bloque 2012, cualquiera de numerosos procedimientos de análisis de velocidad disponibles en la industria de procesamiento de datos sísmicos se puede aplicar a cada uno de los modos de Onda, P, SV, SH, de forma separada. Las opciones populares de análisis de velocidad son apilamiento de similitud, análisis de frecuencia-número de onda y análisis de tiempo-lentitud. Este paso identifica una función de velocidad óptima para cada modo de onda que enfatizará los eventos de reflexión primarios para ese modo de onda y atenuación de ruido, interlechos múltiples y eventos espurios de los modos de onda de competición .

En un bloque 2014, las correcciones de estática se aplican para mejorar el alineamiento reflector. Estas correcciones implican conmutaciones de tiempo de los datos adquiridos en cada fuente y estación receptora. Debido a que estas conmutaciones de tiempo se aplican a una traza de datos completa, se llaman correcciones estáticas para diferenciarlas de los ajustes de tiempo dinámico hechos por otros procesos. Una corrección estática elimina las diferencias de temporización ocasionadas por las variaciones en las elevaciones de la estación ajusfando el tiempo a cero en cada traza de datos para mover matemáticamente todas las estaciones fuente y receptoras a un plano de referencia común. Una segunda corrección estática elimina las diferencias de temporización ocasionadas por las diferentes velocidades siendo locales a cada estación fuente y receptora diferentes. El resultado final de estas correcciones estáticas es un mejoramiento en la continuidad de reflexió .

En un bloque 2016, cualquiera de muchos procedimientos de rechazo de ruido se puede aplicar a los datos para mejorar la relación señal a ruido. Algunas opciones de rechazo de ruido pueden ser simples filtros de frecuencia. Otros pueden ser procedimientos más sofisticados tau-p, f-k, o deconvoluciones .

En un bloque 2018, los datos son apilados (o sumados) para crear una imagen inicial. Incrustado en este paso está un ajuste de tiempo dinámico de eventos de reflexión llamado una corrección de movimientos que se aplica para aplanar los eventos de reflexión para al mismo tiempo coordinar todos los desplazamientos fuente-receptor. Una geometría de adquisición de datos puede ocasionar que muchos pares fuente-receptor produzcan eventos de reflexión en las mismas coordenadas subterráneas. En el apilamiento, las reflexiones aplanadas de todos los pares fuente-receptor que forman la imagen de la misma coordenada subterránea se suman para ser una sola traza de imagen en esa coordenada del espacio de imagen. Cuando este proceso de apilamiento se extiende a través del espacio de imagen sísmico completo, una traza de imagen simple con alto carácter de señal a ruido se produce en cada punto de imagen en el espacio de la imagen. Es en este paso que un procesador de datos obtiene su primera búsqueda en la calidad del análisis de velocidad y correcciones estáticas que se han aplicado a los datos (por ej . , para presentar los datos en una pantalla electrónica, imprimir los datos utilizando una impresora, etcétera) .

En un bloque 2020, el procesador de datos tiene que decidir si la imagen es satisfactoria o si el procesamiento de datos se vuelve a repetir para mejorar la exactitud de los análisis de velocidad que realizan las correcciones de movimientos dinámicos de los eventos de reflexión y para mejorar las exactitudes de las correcciones estáticas de esos eventos de reflexión de conmutación de tiempo en cada fuente y estación receptora. Si la decisión es repetir el procesamiento de formación de imagen, el procedimiento regresa al bloque 2012 y procede al bloque 2020 otra vez. Si la Tierra consta de capas horizontales planas, estos datos apilados son una buena imagen de la geología subterránea. Si las capas de la tierra gotean o fallan, estos datos apilados no son una imagen verdadera de la geología, pero aún indican la calidad de la imagen verdadera que se creará cuando los datos son migrados (Bloque 2022) .

En el bloque 2022, los datos son migrados. La migración es un procedimiento que utiliza un modelo de velocidad sísmica derivada de la Tierra para mover los eventos de reflexión de sus posiciones de coordenada en el espacio de imagen de desplazamiento contra tiempo a sus posiciones subterráneas correctas en la Tierra. Numerosos algoritmos de migración están disponibles en la industria de procesamiento de datos sísmicos. Algunos algoritmos son propietarios de las compañías de procesamiento de datos; otros están disponibles como software rentado comercialmente o como freeware compartido.

La posición del paso de migración de datos a la Figura 20 es un procedimiento de migración post-apilamiento . El paso de migración se puede mover para colocarse entre los bloques 2016 y 2018 para hacer la migración pre-apilamiento. La migración pre-apilamiento frecuentemente es más deseable que la migración post-apilamiento pero es más intensa computacionalmente . La migración de tiempo pre-apilamiento y migración de profundidad permite que el eje de la coordenada vertical de la imagen sea la profundidad o tiempo, dependiendo de la preferencia del procesador de datos. La posibilidad de formación de imágenes utilizando las técnicas de migración de tiempo inversas se pueden utilizar en este punto si se desea.

Las enseñanzas en la presente las pueden poner en práctica los contratistas sísmicos, compañías de petróleo y gas, y otros. Las enseñanzas en la presente se pueden utilizar en otras industrias también, como puede ser la energía geotérmica, secuestro del C02, etcétera.

Datos Existentes Los sistemas y métodos descritos en la presente se pueden aplicar para procesar datos sísmicos existentes o pre-existentes o series legadas. De acuerdo con un ejemplo, una memoria consiste en datos sísmicos que pueden ser crudos, sin procesados o parcialmente procesados. Los datos sísmicos pueden haber sido generados meses o años antes del procesamiento de los datos. Un circuito de procesamiento se puede configurar para procesar los datos sísmicos para generar, proporcionar, u obtener datos completos de la forma de onda elástica. Por ejemplo, el circuito de procesamiento puede estar configurado para invertir las polaridades de los datos del sensor horizontal adquiridos en los desplazamientos negativos como se describe en la presente para generar datos en modo S, como pueden ser datos en modo SH y Modo SV. El circuito de procesamiento además puede estar configurado para extraer los modos P, SH, y SV de los datos registrados anteriormente. En una modalidad, los sensores sísmicos estarán recibiendo datos para un periodo de tiempo suficiente, como puede ser al menos diez segundos o al menos doce segundos, con el fin de recibir todos los modos SH y SV de movimiento más lento además de los datos en Modo P.

De acuerdo con una modalidad, las fuentes diferentes a las fuentes explosivas (es decir, fuentes no explosivas, como pueden ser los vibradores verticales y fuentes de impacto vertical) se pueden utilizar para construir las imágenes en modo S, como pueden ser las imágenes SV y SH. Las ventajas de las fuentes no explosivas incluyen que ellas son fuentes aceptables en entornos donde las fuentes explosivas están prohibidas o son imprácticas. Las ventajas ejemplares incluyen: • Los explosivos no se pueden utilizar en entornos urbanos. Por el contrario, los vibradores se pueden operar en calles, callejones y cerca de edificios.

• Los explosivos no se pueden utilizar a lo largo de caminos con derecho de paso. Las carreteras del condado y carreteras públicas son lugares de perfiles populares para los vibradores.

• En áreas contaminadas por ruido mecánico (tráfico rodado, estaciones de bombeo de líneas de gas, jacks de bombeo de pozos petroleros, equipo de perforación activo, etc.), las ondas pequeñas impulsivas compactas (comúnmente abarcan únicamente de 100 a 200 ms ) producidas por un disparo explosivo pueden estar protegidas por estallidos de ruido corto de fuentes de ruido locales a uno o más estaciones receptoras. Por el contrario, un vibrador crea una onda pequeña insertando un chirrido largo (de 10 a 12 segundos) en la Tierra en la cual las frecuencias varían con una dependencia de tiempo conocida. A menos que el ruido mecánico tenga exactamente la misma variación de frecuencia sobre la duración de tiempo de 10 segundos o 12 segundos como lo hace una señal en chirrido del vibrador, el procedimiento de correlación transversal utilizado para identificar los eventos de reflexión vibroseis suprime el ruido. Las fuentes explosivas son menos prácticas que los vibradores en entornos de ruido elevado. Las fuentes de impacto vertical tienen su atractivo porque son menos costosas que las fuentes explosivas (y generalmente menos costosas que los vibradores). Los operadores frecuentemente elijen la fuente de costo más bajo incluso si la fuente tiene alguna desventaja técnica.

Aunque las fuentes no explosivas se utilizan en algunas modalidades descritas en la presente, las fuentes explosivas se pueden utilizar en otras modalidades descritas en la presente.

Los datos S se pueden adquirir en los intervalos más amplios posibles de entornos cuando se utilizan las fuentes de fuerza vertical. Las fuentes explosivas se pueden utilizar en pantanos, montañas, etc. donde las fuentes no explosivas no son factibles o prácticas, y los vibradores y fuentes de impacto vertical se pueden utilizar en áreas de alta producción (ciudades, carreteras, etc.) donde están prohibidos los explosivos y cuando la restricción de presupuesto limita las opciones de fuente.

Los sistemas y métodos descritos con referencia a las FIGs. 17-20 se pueden poner en práctica con cualquiera de las características o principios descritos con referencia a las FIGs. 1-16.

Extraer los datos de cizallamiento SV de los datos sísmicos de la de onda P Refiriéndonos ahora a las FIGs. 21-35, se describirán el sistema y métodos para extraer los datos de la onda de cizallamiento SV a partir de los datos sísmicos de la onda P .

Se describen los sistemas y métodos para extraer los datos de la onda de cizallamiento SV a partir de los datos sísmicos de la onda P adquiridos con una fuente de fuerza vertical y geófonos verticales. Los datos sísmicos de la onda P pueden consistir en datos de la onda P legados (por ejemplo, los datos de la onda P adquiridos algunos días, meses o años, como puede ser al menos un año en el pasado) , los datos de la onda P adquiridos en el día actual, datos de dos dimensiones, datos de tres dimensiones, datos del sensor de un solo componente, y/o datos del sensor de tres componentes adquiridos a través de una amplia variedad de condiciones de superficie de la Tierra .

Estos sistemas y métodos se basan en el uso y aplicación del modo SV-P producido por una fuente sísmica de fuerza vertical. El componente SV de este modo sísmico proporciona información valiosa de fluido y rocas que no se puede extraer de los datos sísmicos de la onda P. Los sistemas y métodos pueden producir una imagen de la onda S a partir de los datos sísmicos adquiridos con los geófonos verticales con base en la superficie.

De acuerdo con algunas modalidades, los sensores sísmicos con base en la superficie de un componente o un solo componente vertical se utilizan para adquirir los datos de cizallamiento SV. En algunas modalidades, únicamente puede estar presente un receptor de un solo componente vertical (o estar presente en el caso de datos legados) en cada estación receptora.

Se describen los Sistemas y métodos para extraer los datos SV-SV de los datos sísmicos de la onda P adquiridos con una fuente de fuerza vertical y los geófonos verticales en situaciones donde los datos de la onda P son adquiridos a través de áreas de rocas de velocidad alta, expuestas.

Se describen los sistemas y métodos para extraer los datos P-SV a partir de los datos sísmicos de la onda P adquiridos con una fuente de fuerza vertical y los geófonos verticales en situaciones donde los datos de la onda P son adquiridos a través de áreas de rocas de alta velocidad, expuestas.

En algunas modalidades, no hay requerimiento de ningún posicionamiento específico del receptor en relación con la fuente. En algunas modalidades, los sistemas y métodos descritos en la presente pueden aplicar si la fuente y receptor, ambos, están en la superficie de la Tierra, en la misma elevación, o en elevaciones totalmente diferentes .

En algunas modalidades, los eventos SV ascendentes no se utilizan en la formación de imágenes; en su lugar únicamente la parte P ascendente de los datos SV-P se utilizan en la formación de imágenes.

En algunas modalidades, las fuentes pueden tener lugares conocidos o predeterminados en relación con los receptores con base en la superficie y la dirección de viaje de la energía que alcanzan los receptores en sus estaciones receptoras pueden ser conocidos antes del procesamiento de los datos recibidos.

Los datos de reflexión sísmica principales que se adquieren para evaluar las condiciones geológicas a través de las áreas en tierra son datos de la onda de compresión (onda P) . Desde una perspectiva histórica, existen numerosas bibliotecas grandes de datos sísmicos legados, con las edades de estos datos extendiéndose hacia 1950 y 1960. La mayor parte de datos sísmicos legados son datos de la onda P.

El término datos sísmicos "con base en la tierra" se refiere a cualquier dato sísmico adquirido en entornos no marinos, los cuales incluirían datos adquiridos a través de pantanos, ciénagas y aguas costeras superficiales, así como datos adquiridos a través de superficies de tierras expuestas. Los datos de onda P con base en la tierra son generados utilizando fuentes de fuerza vertical. Este término "fuente de fuerza vertical" incluye cualquier fuente sísmica que aplique una fuerza vertical a la tierra. Incluidos en el amplio intervalo de las fuentes sísmicas de fuerza vertical están los vibradores verticales, los impactos verticales, y los explosivos en boquetes .

Los datos sísmicos con base en la tierra de la Onda P se registran utilizando geófonos verticales u otros sensores sísmicos orientados verticalmente . Cuando los datos sísmicos de la onda P se adquieren, el sensor desplegado en cada estación receptora puede ser cualquier sensor de un solo componente o de tres componentes así como elementos sensores en cada paquete receptor que mida el movimiento vertical de la tierra.

Una o más modalidades descritas en la presente pueden permitir que los datos de onda de cizallamiento SV sean extraídos de los datos de la onda P adquiridos con las fuentes de fuerza vertical y los sensores verticales. Una o más modalidades pueden aplicar si un paquete de sensor es de un solo componente o de tres componentes. Una o más modalidades pueden aplicar a los datos sísmicos de la onda P legados así como a los datos de la onda P adquiridos en el día actual.

Una o más modalidades descritas en la presente pueden permitir que los datos de la onda de cizallamiento SV sean extraídos de cualquiera de los datos de onda P en 2D 0 3D.

Modo Sísmico SV a P.

Las modalidades que están configuradas para extraer los datos de la onda de cizallamiento SV a partir de los datos de la onda P utilizan el modo sísmico convertido de SV a P. La notación SV-P se utilizará para designar este modo de onda. En esta notación, el primer término identifica la onda sísmica descendente (SV) que ilumina los objetivos geológicos, y el segundo término designa la onda reflejada ascendente (P) desde esos objetivos. Para mantener la notación consistente, los datos de la onda P estándar se etiquetarán como datos P-P, significando que la onda de campo que ilumina de forma descendente es una onda P, y la onda de campo reflejada de forma ascendente es también una onda P.

Los diagramas de trayectoria ,del rayo que comparan la formación de imágenes SV-P de la geología subterránea y la formación de imágenes P-P se muestran en la Figura 21. Las flechas negras 2100, 2102 dibujadas en la estación fuente 2104 y la estación receptora 2106 son verticales para mostrar: (1) La fuente sísmica aplica un vector de fuerza vertical a la Tierra, y (2) cada geófono detector está orientado verticalmente o de otro modo configurado para sentir o medir el movimiento vertical de la tierra. El receptor 2102 puede ser un geófono vertical, un componente vertical de un geófono multicomponente, u otro geófono multicomponente o simple configurado para detectar, medir o sentir el movimiento vertical de la Tierra (por ej . , un geófono de geometría de "54 grados" o geófono de Gal'perin). Como se describe anteriormente, una fuente sísmica de fuerza vertical produce no únicamente las ondas P sino también las ondas de cizallamiento SV y SH. En consecuencia, ambas trayectorias del rayo P descendente y SV descendente se muestran propagándose lejos de la estación fuente de fuerza vertical 2104 en la Figura 21. Los segmentos de las trayectorias del rayo ascendente y descendente están etiquetados ya sea P o SV para indicar el modo de onda especifico que viaja a lo largo de cada segmento de cada trayectoria del rayo. Las flechas en circulo en cada segmento de la trayectoria del rayo identifican la dirección en la cual actúa el modo de onda en el segmento de la trayectoria del rayo que se desplaza en la Tierra. Las polaridades de los datos indicados por estos vectores de desplazamiento de partículas concuerdan con las convenciones de polaridad definidas por Aki y Richards (1980) .

La formación de imágenes del "punto medio común" se puede utilizar para producir imágenes apiladas P-P debajo de la Tierra. En una Tierra estratificada plana, cuando la velocidad de la onda de campo descendente que ilumina un objetivo geológico es la misma que la velocidad de la onda de campo ascendente reflejada a partir de ese objetivo, como lo es para los Datos P-P, el punto de reflexión (punto de imagen) es la mitad entre la fuente y el receptor. Por lo tanto, el término "punto medio común" o "CMP" se utiliza para describir este concepto de formación de imágenes.

Cuando las imágenes sísmicas se hacen utilizando una onda de campo de iluminación descendente que tiene una velocidad que difiere de la velocidad de la onda de campo ascendente reflejada, un concepto diferente llamado formación de imágenes del "punto de conversión común" se utiliza para construir imágenes apiladas de objetivos geológicos. La abreviatura "CCP" se utiliza para indicar esta estrategia de formación de imágenes sísmicas. Las técnicas de formación de imágenes CCP se utilizan para construir imágenes apiladas a partir de los datos SV-P debido a que el Modo SV descendente tiene una velocidad que difiere de la velocidad del Modo P ascendente (Fig. 21) .

Como se muestra en la Figura 21, los eventos ascendentes que llegan a una estación receptora son eventos de la onda P para ambos modos P-P y SV. Un concepto que no se muestra en este modelo de trayectoria del rayo simplificado, recto es que una trayectoria del rayo P se hace curva para volverse casi vertical cuando entra en una capa de velocidad baja, sin consolidar, 2100 que cubre la mayor parte de la superficie de la Tierra. Este principio se muestra en la Figura 22. Cuando las trayectoria del rayos P ascendentes 2200, 2202 se doblan hasta casi la vertical verdadera a medida que se aproximan a una estación receptora 2106, sus vectores de desplazamiento de partículas 2204, 2206 se alinean con los geófonos orientados verticalmente en la estación receptora 2106 e inducen una respuesta fuerte en un geófono vertical. Debido a que ambos, los datos sísmicos de onda P legados y los datos de onda P del día actual son registrados con los geófonos verticales, estos datos de onda P contienen no únicamente Modos P-P, sino también Modos SV-P, como puede ser la trayectoria del rayo 2200 que se muestra en la Figura 22.

Como se muestra en la Figura 36, si una Onda P está viajando en una dirección horizontal verdadera cuando llega a un geófono vertical, la onda P no generará ninguna respuesta en el geófono. Si una onda P está viajando en una dirección vertical verdadera cuando llega a un geófono vertical, la onda P inducirá una respuesta máxima en el geófono (A) . En cualquier ángulo intermedio de aproximación, la respuesta del geófono producida por una Onda P entrante será A eos (F) , donde F es el ángulo de aproximación medido en relación con la vertical verdadera, y A es la respuesta máxima que produce la onda P cuando viaja en una dirección vertical verdadera. En algunos ángulos de aproximación no verticales F?, una Onda P aún tendrá un componente vertical pequeño que producirá una respuesta pequeña en un geófono vertical, pero no una señal "que se pueda utilizar". El valor exacto del ángulo de corte F? varía de lugar a lugar, y varía día a día en cualquier lugar predeterminado, dependiendo del nivel de ruido de fondo que esté presente. El ruido de fondo incluye las sacudidas generadas por el viento de la vegetación local, vibraciones mecánicas de maquinaria o tráfico vehicular cercanos, las gotas de agua que caen del cielo o gotean de árboles o arbustos cercanos, y otros factores que inducen alteraciones cerca de una estación del geófono.

Una opción adicional de formación de imágenes se muestra en la Figura 23. En este escenario, la etiqueta de la trayectoria del rayo confirma una fuente de fuerza vertical 2104 ocasiona un Modo SV-SV 2300, el cual llega a una estación receptora 2106 justo como lo hace un Modo P-P 2108 (Figura 21) . Sin embargo, cuando el principio se aplica, en la mayor parte de condiciones de la superficie de la Tierra, las trayectoria del rayo se aproximan a un receptor en la superficie en una dirección casi o considerablemente vertical, la orientación del vector de desplazamiento de la partícula 2302 asociada con una trayectoria del rayo SV ascendente 2301 no activa un geófono vertical (como las Ondas P ascendentes lo hacen en la Figura 22) . De este modo para algunos datos de onda P adquiridos con geófonos verticales, puede no ser ppoossiibbllee eexxttrraaeerr llooss eevveennttooss ddee rreefflleexxiióónn SSVV--SSVV ((oo eevveennttooss ddee rreefflleexxiióónn PP--SSVV)) ddee llaa rreessppuueessttaa ddee llooss ddaattooss ddeell ggeeóóffoonnoo vveerrttiiccaall..

UUnnaa eexxcceeppcciióónn aall pprriinncciippiioo ddeessccrriittoo eenn llaa FFiigguurraa 2233 ooccuurrrree ccuuaannddoo llooss ggeeóóffoonnooss vveerrttiiccaalleess ssee ddeesspplliieeggaann aa ttrraavvééss ddee uunnaa SSuuppeerrffiicciiee ddee llaa TTiieerrrraa ddoonnddee llaa ccaappaa ssuuppeerriioorr ddee llaa TTiieerrrraa eess uunn mmaatteerriiaall dduurroo,, ddee aallttaa vveelloocciiddaadd,, ccoommoo eenn llaa ccaappaa 22440000 eenn llaa FFiigguurraa 2244.. EEnn eessttee ttiippoo ddee ccoonnddiicciióónn ssuuppeerrffiicciiaall,, uunnaa ddeell rayo SV 2400 llegará a una estación receptora 2106 a lo largo de una trayectoria considerablemente no vertical, y el componente vertical de un vector de desplazamiento de partícula SV 2402 activará un geófono vertical 2106 (Figura 24) . De este modo, cuando los datos de onda P se adquieren a través de superficies de alta velocidad con geófonos verticales, los datos que tienen un Modo SV ascendente son registrados por geófonos verticales además de los datos SV-P. Como resultado, ambos datos P-SV y SV-SV, los cuales tienen ambos modos SV ascendentes, son registrados por los geófonos verticales en situaciones donde los geófonos se despliegan a través de una capa superficial de alta velocidad. Ambas trayectorias del rayo P y SV ascendentes en la Figura 24 se aproximan a la estación receptora 2106 desde una dirección que difiere de forma importante de la casi vertical.

Como se muestra en la Figura 37, donde el modo ascendente es SV, la respuesta que induce una SV entrante en un geófono vertical es Asin(4>), en lugar de Acos (F) como lo es para un Modo P ascendente. Mientras más largo sea F, más fuerte es la respuesta SV. A medida que la velocidad S aumenta en la capa más superior de la Tierra, F aumenta. Qué tan grande debe ser F, y cuán grande debe ser la velocidad S para asegurar que hay un valor apreciable de F, depende otra vez de la magnitud del ruido de fondo en la estación receptora.

Una o más modalidades descritas en la presente pueden adquirir los datos P-SV sin el uso de geófonos de tres componentes y sin extraer el modo SV ascendente de las respuestas del geófono horizontal. Una o más modalidades descritas en la presente permiten que los datos P-SV sean adquiridos con geófonos verticales de un solo componente, por ejemplo en situaciones donde la capa superior de la Tierra es roca de alta velocidad. Una o más modalidades descritas en la presente pueden adquirir los datos P-SV sin el uso de un receptor configurado para sentir, detectar o medir el movimiento horizontal de la Tierra.

Las trayectorias del rayo P-SV y SV-P se comparan en la Figura 25. Debido a que las trayectorias del rayo ascendentes se vuelven casi verticales en una capa superficial de baja velocidad (Fig. 22), la orientación del desplazamiento de partículas asociadas con el Segmento SV ascendente 2500 de un Modo P-SV 2502 falla para activar un geófono vertical en muchos entornos de la superficie de la Tierra. De este modo, en algunos datos de onda P del geófono vertical, no habrá datos P-SV que se puedan utilizar. Sin embargo, los datos P-SV serán registrados por un geófono vertical en casos donde la capa superior de la Tierra tiene velocidad alta (Figura 24) .

Espacio de Imagen SV-P Los principios de formación de imágenes de los Modos P-SV y SV-P 2502, 2504 que se muestran en la Figura 25 enfatizan una geología de imágenes en el Modo SV-P 2506 más cerca a una estación fuente 2508 que a una estación receptora 2510. Cuando los datos de onda P se adquieren con una geometría fuente-receptor en la cual los receptores ocupan un área que difiere de forma importante del área ocupada por las fuentes, es útil entender cómo el espacio de la imagen abarcado por los datos SV-P difiere del espacio de la imagen abarcado por el Modo P-SV.

Las Figuras 26 A y 26B muestran dos opciones en las cuales los datos de onda P se adquieren a través del mismo espacio de la imagen utilizando fuentes de fuerza vertical y geófonos verticales. Las Figuras muestran las geometrías fuente-receptor desde una vista aérea viendo hacia abajo, que muestra el tamaño y posición del espacio de la imagen SV-P (11, 12, 13, 14) para dos geometrías de adquisición de datos de onda P de tres dimensiones. Con la geometría fuente-receptor que se muestra en la Figura 26 A, el área abarcada por las estaciones fuente 2600 es más grande que el área abarcada por las estaciones receptoras 2602. En la opción que se muestra en la Figura 26B, la inversa es verdadera, y los receptores abarcan un área 2604 más grande que el área abarcada por las fuentes 2610. El espacio de la imagen de Onda CMP P será el mismo que para ambas geometrías debido a que está implicado el mismo número de pares fuente-receptor, y estos pares de estaciones ocupan las mismas coordenadas de la Tierra en ambas geometrías. Para evitar el cúmulo gráfico, los límites del espacio de la imagen P-P no se muestran en los dibujos, pero si se dibujan, los límites del espacio de la imagen P-P serían la mitad entre los límites del área receptora Rl a R4 y los límites del área de la fuente SI a S4 en ambas Figuras 26A y 26B, reflejando el aspecto del método de punto medio común CMP.

El tamaño y posición del espacio de la imagen SV-P que resulta de estas dos geometrías de adquisición de datos distintas de las Figuras 26A y 26B difieren. El espacio de la imagen SV-P cubre un área grande 2608 cuando la opción de la geometría de la Figura 26A se utiliza y un área relativamente más pequeña 2606 cuando se utiliza la opción de la geometría de la Figura 26B. Para ambas geometrías, los puntos de la imagen SV-P están colocados más cerca de las estaciones fuente que de las estaciones receptoras. Debido a la relación reciproca entre las coordenadas de la imagen de los modos SV-P y P-SV (Figura 25), el espacio de la imagen abarcado por los datos P-SV cuando se utiliza la geometría de la Figura 26A sería el espacio de la imagen abarcado por los datos SV-P en la Figura 26B. Si la geometría de la Figura 26B se utiliza, entonces los datos P-SV abarcarían el espacio de la imagen SV-P dibujado en la Figura 26A. Debido a que el mismo número de pares fuente-receptor está implicado en cada una de las geometrías de adquisición de datos en esta modalidad ejemplar, el apilamiento SV-P a través del área más grande (Fig. 26A) será inferior que el apilamiento SV-P a través del área más pequeña (Fig. 26B) . Cada geometría ofrece ventajas para el modo SV-P, dependiendo de la relación señal a ruido de los datos SV-P. Si la relación señal a ruido es alta, entonces la opción de la Figura 26A extiende buena calidad de información SV sobre un área más grande que la que se visualiza mediante los datos P-SV. Si la relación señal a ruido SV-P es baja, entonces aumenta el doblez SV-P sobre un área más pequeña como en la Figura 26B creará mejor calidad de información SV que la que se proporciona mediante los datos P-SV que se extienden sobre un área más grande con doblez reducida.

Procesamiento de datos SV-P - Polaridad de Datos Como se explica con referencia a las modalidades de las Figuras 1-20, para extraer los modos SV-SV y SH-SH de los datos generados mediante una fuente de fuerza vertical, el procesamiento invierte la polaridad de datos adquiridos mediante los geofonos horizontales estacionados en la dirección de desplazamiento negativo en relación con la polaridad de datos adquiridos por los geofonos horizontales desplegados en la dirección de desplazamiento positivo. Esos ajustes de polaridad de los datos no aplican a los datos SV-P en esta modalidad debido a que el modo de onda SV-P es registrado por los geofonos verticales, no por los geofonos horizontales.

Las Trayectorias del rayo implicadas en la formación de imágenes SV-P de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo se muestran en la Figura 27. En este diagrama, los datos SV-P generados en la fuente vertical A y registrados en el receptor vertical A están etiquetados SVA para el Modo SV descendente y PA para el Modo P ascendente. La dirección de desplazamiento de la fuente vertical A al receptor vertical A se define de forma arbitraria como desplazamiento positivo. Cuando las posiciones de la fuente y receptor se intercambian, creando la fuente vertical B y el receptor vertical B, la dirección de desplazamiento se invierte y se define como desplazamiento negativo. La trayectoria del rayo para los datos SV-P de desplazamiento negativo se etiqueta como SVB para el Modo SV descendente y PB para el Modo P ascendente. Las polaridades que se muestra para el vector de desplazamiento de partícula SV descendente conforman con la convención de polaridad establecida por Aki y Richards (1980) y documentada por Hardage et al. (2011) . Observe que para ambos, los datos de desplazamiento positivo y los datos de desplazamiento negativo, el componente vertical de los vectores de desplazamiento de la partícula SV para los Modos P ascendentes están en la misma dirección (hacia arriba) , por lo tanto no hay cambio en la polaridad de los datos SV-P entre los datos de desplazamiento positivo y los datos de desplazamiento negativo.

Si el Modo SV-SV se extrae de los datos de onda P en situaciones donde una superficie de Tierra de alta velocidad permite que el Modo SV de viaje ascendente energice un geófono vertical (Fig. 24), al igual que no es necesario ajusfar la polaridad de los datos del geófono vertical en cualquier dominio de desplazamiento-dirección. Ajusfando la polaridad de los modos SV de viaje ascendente en el dominio de desplazamiento negativo para concordar con la polaridad en el dominio de desplazamiento positivo se utiliza cuando el Modo SV es registrado por los geófonos horizontales, no cuando se adquieren por geófonos verticales.

Procesamiento de datos SV-P - Análisis de Velocidad Las modalidades descritas en la presente se pueden configurar para realizar un Análisis de Velocidad como un paso en el procesamiento de datos cuando se construyen las imágenes sísmicas. Cuando Los datos CMP son procesados, no es necesario preocuparse acerca de cuáles datos de desplazamiento de dominio (positivo o negativo) se encuentran cuando se realizan los análisis de velocidad. Si las velocidades de los modos de ondas descendentes y ascendentes son las mismas (Procesamiento de los datos CMP) , el mismo comportamiento de la velocidad ocurre en ambas direcciones de desplazamiento.

Sin embargo, cuando están implicados los modos convertidos, el método puede consistir en dos análisis de velocidad —un análisis para datos de desplazamiento positivo y un segundo análisis para datos de desplazamiento negativo.

La razón para este Análisis de Velocidad de dominio dual se muestra en la Figura 27, la cual muestra dos facies de roca distintas entre dos estaciones fuente y receptora con base en la superficie. Lateralmente variando las condiciones de roca tal como se muestra en este diagrama se puede encontrar en muchas áreas. Para los propósitos de ilustración, supone que las velocidades P y S en las Facies A son diferentes de forma importante de las velocidades P y S en las Facies B. El tiempo de viaje requerido para un evento SV-P de desplazamiento positivo para viajar la trayectoria del rayo SVA-PA no es el mismo que el tiempo de viaje para un evento SV-P de desplazamiento negativo para viajar la trayectoria del rayo SVB-PB- Esta diferencia en el tiempo de viaje ocurre debido a que el modo SVA está totalmente en las Facies A, pero el modo SVB está casi totalmente en las Facies B. Del mismo modo, todo el modo PB está en las Facies A, pero el modo PA tiene importantes vías de viaje dentro de las Facies A y Facies B. Debido a que los tiempos de viaje difieren en las direcciones de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo, un Análisis de Velocidad se hace en los datos de desplazamiento positivo, y un Análisis de Velocidad separado se hace para los datos de desplazamiento negativo.

Los ejemplos de eventos de reflexión SV-P extraídos de los datos de onda P mediante el Análisis de Velocidad se presentan en las Figuras 28A y 28B. Las Figuras 28A y 28B muestran las reflexiones SV-P extraídas de los datos sísmicos de onda P del geófono vertical. La fuente sísmica fue un explosivo en boquetes (una fuente de fuerza vertical) . Dos señales de recopilación instantáneas o adquisiciones generadas en las estaciones fuentes 1007 y 1107 se presentan después del filtrado de velocidad. Por cada instantánea recopilada, los análisis de velocidad se hicieron de forma separada para los datos de desplazamiento positivo y los datos de desplazamiento negativo. En estos ejemplos, no hay gran diferencia entre las velocidades de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo. Como resultado, las curvaturas de las reflexiones SV-P de desplazamiento negativo son aproximadamente las mismas que las curvaturas de las reflexiones SV-P de desplazamiento positivo. Únicamente los eventos de reflexión que tienen curvaturas que coinciden con las velocidades Vs descendentes y las velocidades VP ascendentes adecuadas para la secuencia de roca donde estos datos fueron adquiridos se aceptan. Otras velocidades son rechazadas. Estos ejemplos vienen de un estudio sísmico para el cual las fuentes de energía fueron fuentes de fuerza vertical, y los datos analizados se registraron mediante geófonos verticales. Se muestran los análisis para dos recopilaciones de trazas de instantáneas comunes. Para cada recopilación instantánea, los datos de desplazamiento positivo se sometieron a Análisis de Velocidad de forma separada de los datos de desplazamiento negativo. Cada Análisis de Velocidad rechazó eventos de reflexión que tienen las velocidades que difieren por más de 20 por ciento de las velocidades utilizadas para crear imágenes P-SV de alta calidad a través del mismo espacio de la imagen. El resultado es que las reflexiones SV-P de alta calidad son extraídas de los datos del geófono vertical para ambos datos de onda P de desplazamiento positivo y los datos de onda P de desplazamiento negativo. La diferencia principal en los análisis de velocidad P-SV y SV-P en esta modalidad ejemplar es que los análisis de velocidad P-SV se hicieron en datos registrados mediante los geófonos horizontales; considerando que, los análisis de velocidad SV-P se hicieron en datos registrados mediante geófonos verticales .

Para hacer las imágenes sísmicas de los eventos de reflexión que se muestran en las FIGs. 28A y 28B, los eventos de reflexión para un número de estaciones fuente en el estudio (por ej . , al menos 10, al menos 100, al menos 1000, etc.) se generarían. Los datos del evento de reflexión después se harían binarios, apilados y migrados. Por ejemplo, los datos del evento de reflexión se pueden convertir en binarios utilizando estrategias binarias CCP o ACP para definir esas coordenadas. Los datos del evento de reflexión se pueden apilar después y migrar después del apilamiento para generar una imagen. La migración mueve físicamente las reflexiones de donde están en el tiempo de reflexión a donde deben estar en el tiempo de la imagen.

Los eventos de reflexión que se muestran en la FIGs. 28A y 28B consisten en eventos de reflexión primarios y eventos de reflexión múltiple. Los eventos de reflexión múltiple resultan de reflexiones múltiples de ondas sísmicas ocasionadas por reverberaciones entre interfaces de capas de la Tierra. Los eventos de reflexión múltiple pueden ocasionar que una imagen no se coloque correctamente en el espacio del tiempo de viaje. Las reflexiones múltiples se pueden filtrar de los eventos de reflexión en el procesamiento subsiguiente.

Los eventos de reflexión que se muestran en la FIGs. 28A y 28B consisten en una reflexión primaria interpretada en un punto donde los eventos de reflexión en los dominios de desplazamiento negativo y desplazamiento positivo se cumplen, como puede ser el punto 2800. Los eventos de reflexión consisten en una reflexión múltiple interpretada en un punto donde los eventos de reflexión en los dominios de desplazamiento negativo y desplazamiento positivo no se cumplen, como puede ser el punto 2802.

Procesamiento de datos SV-P: Construyendo Imágenes SV-P El procesamiento de datos SV-P para generar imágenes se puede hacer en un número de formas, como puede ser: (1) por Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP y el apilamiento de reflexiones SV-P, seguido por la migración post-apilamiento de los datos apilados, o (2) ejecutando la migración en tiempo de preapilamiento, migración de profundidad o migración en tiempo inverso de las reflexiones SV-P. Cada método tiene sus propios beneficios. Por ejemplo, el método 2 (migración preapilamiento) es un enfoque más riguroso; el método 1 ( Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP/apilamiento y migración post-apilamiento) es de costo inferior. Para realizar el Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP y migración de los datos SV-P, coordenadas CCP de los puntos de imagen SV-P son imágenes espejo de los puntos de imagen CCP asociadas con los datos P-SV, como se muestra en la Figura 29. La estrategia de procesamiento de datos SV-P puede ser con base en esta simetría de imagen espejo de los perfiles del punto de imagen CCP para los Modos P-SV y SV-P.

Debido a que los datos SV-P de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo tienen diferentes comportamientos de velocidad, dos pasos separados de Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP/apilamiento se hacen para crear una imagen SV-P apilada. En un primer paso, los datos de desplazamiento positivo se convierten en binarios y se apilan en una imagen utilizando las velocidades determinadas de los datos de desplazamiento positivo, y en un segundo paso, el pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común de desplazamiento negativo y se apilan en una segunda imagen utilizando las velocidades determinadas de los datos de desplazamiento negativo. La imagen SV-P final es la suma de estas dos imágenes. Esta misma estrategia de imagen dual se puede poner en práctica cuando los datos P-SV se convierten en binarios y se apilan. Las tres imágenes apiladas (imagen de desplazamiento negativo, imagen de desplazamiento positivo, e imagen sumada) se pueden migrar y utilizar en aplicaciones geológicas. Como lo documenta Hardage et al. (2011) en relación con la formación de imágenes P-SV, algunas características geológicas algunas veces se ven mejor en una de estas tres imágenes que en sus dos imágenes acompañantes. De este modo las tres imágenes apiladas y migradas se pueden utilizar en interpretaciones geológicas.

Procesamiento de datos SV-P: Método 1— Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP, apilamiento, y migración post-apilamiento Algún software comercial de procesamiento datos sísmicos que se puede comprar o rentar para la comunidad geofísica puede calcular las coordenadas de la imagen en modo convertido llamado puntos de conversión asintótica, el cual se abrevia como ACP. Dos ejemplos son el software de procesamiento de datos sísmicos Vista, vendido por Geophysical Exploration & Development Corporation, Alberta, Canadá y el software de procesamiento de datos sísmicos ProMAX, vendido por Halliburton Company, Houston, Texas. Una ACP es una coordenada de imagen donde la tendencia para los puntos de imágenes CCP correctos para un par de fuente-receptor específico se vuelve casi vertical (Figura 29) . De la Geología profunda se forma la imagen correctamente utilizando datos P-SV binarios utilizando las coordenadas ACP, y también se formaría correctamente la imagen mediante los datos SV-P binarios utilizando conceptos ACP que se ajustan para los datos SV-P. Sin embargo, de la geología superficial no se forma correctamente la imagen para cualquiera de los datos P-SV o los datos SV-P cuando se utilizan métodos ACP binarios. El Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP puede producir imágenes apiladas correctas tanto de geología superficial como profunda para los modos convertidos apropiados para la migración post-apilamiento . En la Figura 29, el punto de conversión asintótica para el Modo P-SV se etiqueta como ACPI, y el punto de conversión asintótica para el modo SV-P se etiqueta ACP2. Ningún punto de imagen es correcto excepto donde su perfil binario CCP asociado es casi vertical (es decir, para objetivos profundos). Como se enfatiza antes, estos dos puntos de imágenes son imágenes espejo de la otra en relación con el medio punto común (el punto CMP en la Figura 29) para cualquier par fuente-receptor implicado en un estudio sísmico.

Un método ejemplar para producir SV-P CCP/ACP binario consiste en ajustar el software que realiza el Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP para los Datos P-SV de modo que las coordenadas de fuentes y receptores se intercambien cuando se determinan las coordenadas del punto de imagen. Refiriéndonos al par fuente-receptor de la Figura 29, un intercambio de coordenadas de la estación tiene el efecto de mover la estación receptora a la estación fuente y la estación fuente a la estación receptora. El software utilizado para procesar los datos P-SV calculará después la tendencia del punto de imagen etiquetada CCP2 en lugar de la tendencia etiquetada CCP1. Utilizando las coordenadas especificadas por el perfil CCP2 para convertir en binarias las reflexiones SV-P extraídas de los datos del geófono vertical pueden producir Imágenes SV-P. Las Imágenes SV-P serían de calidad igual a la que se obtiene con los datos P-SV.

La curva CCP1 muestra la tendencia de los puntos de conversión comunes para los datos P-SV. La curva CCP2 muestra la tendencia de los puntos de conversión comunes para los datos SV-P. ACPI y ACP2 son puntos de conversiones asintóticas para las tendencias CCP1 y CCP2, respectivamente. CCP1 y CCP2 son imágenes espejo de la otra en relación con el punto medio CMP común para este par fuente-receptor.

Procesamiento de datos SV-P: Método 2 — Migración Preapilamiento De acuerdo con una modalidad alternativa, la migración preapilamiento se puede hacer con el fin de crear una imagen sísmica con base en tiempo o una imagen sísmica con base en profundidad. Refiriéndonos a la Figura 30, la migración preapilamiento se puede hacer propagando numéricamente una onda de campo sísmico específico descendente desde cada estación fuente para iluminar los objetivos geológicos, y después propagando numéricamente una onda de campo sísmico ascendente específica desde las interfaces reflejantes a cada estación receptora.

Las ondas de campo especificas utilizadas en migración en tiempo de preapilamiento, migración de profundidad, o migración en tiempo inverso se pueden crear aplicando filtros de velocidad a los datos registrados mediante los geófonos verticales de modo que los eventos de reflexión que tienen únicamente un comportamiento de velocidad predeterminado permanecen después del filtrado de velocidad. Los comportamientos de velocidad predeterminados de interés son aquellos asociados con los siguientes modos sísmicos: P-P, P-SV, SV-SV, y SV-P. Si se utilizan los geófonos 3C en combinación con una fuente de fuerza vertical, una quinta opción de filtrado de velocidad es para extraer los eventos de reflexión SH-SH. Sin embargo, para esta última opción, la acción de filtración se aplica a datos registrados mediante los geófonos horizontales transversales. El resultado es una imagen de interfaces geológicas visto por cada modo sísmico específico. Por simplicidad, únicamente una estación fuente y únicamente una estación receptora se muestran en la Figura 30.

La tabla de la Figura 30 considera únicamente los modos de onda producidos por una fuente de fuerza vertical como se describe anteriormente con referencia a las Figuras 1-20 (P, SV, SH) y las respuestas de únicamente los geófonos verticales. Para una Tierra con las capas de velocidad isotrópica, hay cinco posibles combinaciones de modos descendentes (D) y ascendentes (U) . Estas posibilidades están etiquetadas de la Opción 1 a la Opción 5 en la tabla de la Figura.

Como se indica mediante la tabla en la Figura 30, el software de migración preapilamiento puede crear una imagen SV-P si la velocidad de la onda de campo descendente es la de propagación de una Onda de campo SV y la velocidad de la onda de campo ascendente es la de una onda de campo P. Ejemplos de los datos SV-P que se utilizarían para la migración pre-apilamiento de la Opción 3 listada en la Figura 30 (formación de imágenes SV-P) se presentan en las Figuras 28a y 28b. Para un estudio sísmico de onda P en 3D, el filtrado de velocidad similar al que se hace para producir estos dos recopilaciones instantáneas ejemplares se haría para todas las recopilaciones instantáneas a través de un área de estudio. Si un estudio implica 1000 estaciones fuente, entonces se crearán 1000 recopilaciones instantáneas de velocidad filtrada similares a los de las Figuras 28a y 28b. Las 1000 series de reflexiones SV-P serían migradas con pre-apilamiento descendente a través de un modelo de la Tierra que tiene capas de las velocidades SV y después migradas de forma ascendente a través de un modelo de Tierra que tiene capas de velocidades de Onda P.

En la Figura 30, una distribución tiempo-espacio de las velocidades para un modo sísmico específico se define de modo que una onda de campo descendente específica (D) se pueda propagar a través de este Modelo de velocidad de la Tierra desde cada estación fuente para iluminar los objetivos. Una segunda distribución tiempo-espacio de las velocidades para un segundo modo sísmico específico se impone después para propagar esa onda de campo ascendente reflejada específica (U) a cada estación receptora. Las combinaciones de velocidades descendentes y ascendentes que se pueden poner en práctica para una fuente de fuerza vertical y geófonos verticales se enlistan en la tabla de la Figura 30.

Procesamiento datos SV-P - Determinando la Velocidad de la Onda S Para calcular cualquiera de los perfiles Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP que se muestran en la Figura 29, el sistema de procesamiento está configurado para determinar la velocidad de la onda S dentro de la geología que está siendo enfocada. Si se utiliza la opción alterna para crear las imágenes de modo convertido con las técnicas de migración preapilamiento (Fig. 30), el sistema de procesamiento está configurado para generar estimados confiables de las velocidades de onda S dentro de las rocas que están iluminadas por los datos sísmicos. Determinar la velocidad de la onda S para calcular los puntos de imágenes SV-P se pueden hacer en la misma forma en que las velocidades de formación de imágenes de la onda S se determinan para los datos P-SV. Los métodos para determinar la velocidad de onda S para calcular los puntos de imagen en modo convertido consiste en: 1. Utilizar datos del perfil sísmico vertical de 3 componentes (VSP) adquiridos locales al área de la imagen sísmica para calcular los valores de intervalo de las velocidades Vp y Vs . 2. Utilizar datos de registro sónico dipolar adquiridos locales al espacio sísmico de la imagen para determinar las velocidades Vp y Vs . 3. Combinar las mediciones de laboratorio de las relaciones de velocidad Vp/Vs para rocas del tipo de aquellas que están siendo enfocada con estimados de base sísmica de las velocidades de onda P para calcular las velocidades de la onda S. 4. Calcular los perfiles Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP para una variedad de relaciones de velocidad Vp/Vs, hacer apilamientos separados de datos en modo convertido para cada tendencia CCP, y examinar las series de datos apiladas para determinar cual perfil CCP produce la imagen de mejor calidad.

Cualquiera de estos métodos proporcionará las velocidades Onda S confiables para utilizarlos para convertir en binarios los datos SV-P. Se pueden utilizar métodos alternativos .

Comparación de datos SV-P con Datos P-SV Esta solicitud muestra que hay varias similitudes entre los datos SV-P y los datos P-SV, de acuerdo con algunas modalidades ejemplares. Hay también diferencias entre los dos modos de onda, de acuerdo con algunas modalidades ejemplares. Algunas de estas similitudes y diferencias se enlistan en la tabla que se muestra en la Figura 31. Las similitudes entre los datos SV-P y P-SV incluyen los artículos 1, 5, y 6 (misma fuente de energía, misma estrategia de Análisis de Velocidad, y mismo comportamiento de la velocidad del movimiento normal (NMO) ) . Las diferencias incluyen los artículos 2, 3, 4, y 7 (diferentes receptores, diferentes coordenadas de la imagen, diferentes perfiles CCP, y diferentes comportamientos de polaridad) .

Aparato de Procesamiento de datos SV-P Refiriéndonos ahora a la FIG. 32, se describirá un sistema de procesamiento de datos para procesar los datos SV-P. El sistema 3200 está configurado para extraer los datos de cizallamiento SV de las respuestas del sensor vertical. El sistema 3200 consiste en un sistema de computación digital 3202, como puede ser una computadora personal, Servidor UNIX, estación de trabajo simple, cúmulo de estaciones de trabajo de extremo elevado, u otro sistema o sistemas de computación. El sistema 3202 contiene suficiente energía de procesamiento para procesar grandes cantidades de datos sísmicos complejos. Un dispositivo de almacenamiento masivo 3204 u otra memoria está acoplado al sistema computación digital 3202, el cual está configurado para recibir datos de los registradores o sensores de campo almacenados en un medio digital 3202, como puede ser una tarjeta de memoria, disco duro, u otro dispositivo de memoria. El dispositivo de almacenamiento masivo 3204 está configurado para descargar o recibir los datos sísmicos multi-componente del medio digital 3206 y para almacenar los datos en una base de datos.

En esta modalidad, el medio digital 3206 consiste en los datos recibidos desde un sensor vertical utilizando un registrador o receptor de campo. Los datos en el medio digital 3206 pueden haber sido adquiridos recientemente o días, meses, o años en el pasado. Los datos pueden haber sido registrados utilizando un sensor de fuerza vertical que tiene un tiempo de escucha suficiente, por ejemplo de al menos 5 segundos, al menos 8 segundos, al menos 10 segundos, u otros periodos de tiempo. Los datos pueden haber sido adquiridos sin la expectación de recuperar los datos SV-P mediante la entidad que maneja los datos de adquisición y sin saber de la presencia de los datos SV-P en los datos adquiridos de las reflexiones sísmicas.

Los elementos restantes en la FIG. 32 pueden consistir en cualquiera de las modalidades descritas anteriormente con referencia a la FIG. 19, u otros componentes. La biblioteca de software 3212 puede consistir en algoritmos de procesamiento configurados para procesar los datos de acuerdo con cualquiera de los principios descritos anteriormente, por ejemplo con referencia a las FIGs. 21-31, y las FIGs. 34 y 35 más adelante.

Adquisición de datos SV-P Refiriéndonos ahora a la Figura 33, se describirá un diagrama de un sistema de datos de adquisición 3300 y método para adquirir los datos SV-P desde una fuente de fuerza vertical utilizando los sensores con base en la superficie. Una fuente sísmica de fuerza vertical 3302 está colocada sobre, cerca, colocada sobre, cerca, o dentro de un rebajo superficial de la superficie de la Tierra 3304, el cual puede consistir en capas o porciones de velocidad relativamente alta o capas o porciones de velocidad relativamente bajas. La fuente 3302 está configurada para impartir una fuerza vertical a la superficie 3304 para proporcionar ondas sísmicas en los medios de la Tierra 3306. La fuente 3302 puede consistir en un vibrador vertical, explosivo en boquetes, impactador vertical, pistola de aire, dropper o thumper de peso vertical, y/u otras fuentes de fuerza vertical. En este ejemplo, la fuente de fuerza vertical 3302 produce el Modo P de compresión y ambos modos de cizallamiento fundamental (SH y SV) en la Tierra 3306 directamente en un punto de aplicación 3308 de la fuente de fuerza vertical. En esta modalidad, al menos algunas de las ondas de cizallamiento SH y SV son generadas en las fuentes 3302 y no por conversión subterránea ocasionadas por porciones de Medios de la Tierra 3306. Las ondas de frecuencia se pueden proporcionar en una barrido de frecuencia o un simple impulso de banda ancha. Una fuente de fuerza vertical se puede utilizar sin ninguna fuente de fuerza horizontal.

Un sensor sísmico 3310 está a lo largo de la Superficie de la Tierra, el cual puede incluir estar colocado sobre, cerca, o dentro de un rebajo de la superficie de la Tierra 3304. Por ejemplo, en una modalidad, se pueden perforar agujeros superficiales y desplegarse los sensores 3310 en los agujeros para evitar el ruido del aire, ruido producido por gotas de lluvia, etc. El sensor 3310 está configurado para detectar o sentir los modos de onda ascendentes, reflejados de sectores subterráneos, formaciones, objetivos de interés, etc. En esta modalidad, el sensor 3310 puede consistir en un sensor de respuesta vertical (ya sea paquete de un solo componente o de 3 componentes) configurado para detectar los Modos P de compresión y, como se describe en la presente, otros modos como puede ser SV-P (por ej . , SV-P directo) . En una modalidad, el sensor 3310 puede consistir en un sensor de respuesta vertical sin sensores de respuesta horizontal, por ejemplo únicamente un solo sensor de respuesta vertical. Diversas matrices y configuraciones de fuentes 3302 y sensores 3310 se pueden poner en práctica en diferentes modalidades.

Los elementos restantes en la FIG. 32 pueden consistir en cualquiera de las modalidades descritas anteriormente con referencia a la FIG. 17, u otros componentes.

Procesamiento de Datos en Superficie de la Tierra de Velocidad Baja Refiriéndonos ahora a la FIG. 34, se describirá un diagrama de flujo que muestra un método 3400 de procesamiento de datos del sensor vertical para la Superficie de la Tierra de velocidad baja. El método puede ser operable en uno o más circuitos de procesamiento, como puede ser el sistema de computación digital 3202. El método 3400 puede utilizar técnicas similares a las descritas anteriormente con referencia a la FIG. 20, la cual contiene más explicación de algunos de los procedimientos de procesamiento descritos en la FIG. 34. En un bloque 3402, se proporciona un circuito de procesamiento con datos del sensor vertical en Modos SV-P y P-P mezclados de los pasos de adquisición descritos anteriormente. En el bloque 3404, el circuito de procesamiento está configurado para o programado para segregar, separar o de otro modo eliminar datos del Modo P-P y SV-P aplicando filtros de velocidad para rechazar o filtrar las velocidades propagación de modos de onda inapropiados .

En un bloque 3406, el circuito de procesamiento está configurado para determinar las velocidades de NMO, apilamiento y/o migración para los Modos P-P y SV-P. Se deben hacer análisis de velocidad separados para los datos de desplazamiento positivo SV-P y para los datos de desplazamiento negativo SV-P. El circuito de procesamiento realiza de forma separada los análisis de velocidad de los datos de desplazamiento positivo y los datos de desplazamiento negativo para determinar cómo las magnitudes de las velocidades de intervalo difieren en estos dos dominios de desplazamiento. Si no hay variación lateral en las velocidades P y SV alrededor de una estación fuente, no hay necesidad de hacer dos análisis de velocidad SV-P separados - un Análisis de Velocidad para los datos de desplazamiento positivo, y un segundo de velocidad para los datos de desplazamiento negativo. En esa Tierra de velocidad uniforme, simple, las reflexiones SV-P de desplazamiento positivo y las reflexiones SV-P de desplazamiento negativo tienen las mismas curvaturas de velocidad, y un Análisis de Velocidad hecho en un dominio de desplazamiento se puede utilizar para el dominio de desplazamiento contrario al acimut. Sin embargo, es raro que no haya variaciones laterales en las velocidades P y SV alrededor de una estación fuente como se muestra en la Figura 27. Cuando las velocidades de la capa varían lateralmente por cualquier razón, los datos SV-P de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo se deben someter a los análisis de velocidad separados como se describe anteriormente utilizando la Figura 27. Para asegurar que se consideran las variaciones de velocidad lateral, se procesan los datos de modo convertido como dos series de datos separadas. Una serie de datos implica únicamente los datos de desplazamiento positivo, y la segunda serie de datos implica únicamente los datos de desplazamiento negativo. El filtrado de velocidad se puede hacer de forma separada para los datos de desplazamiento positivo y los datos de desplazamiento negativo para determinar las velocidades de intervalo dependiente del desplazamiento que se pueden utilizar para formar la imagen de los datos SV-P. El filtrado de velocidades se puede hacer de forma separada para los datos de desplazamiento positivo y los datos de desplazamiento negativo para producir los datos de reflexión SV-P correspondientes a las velocidades SV-P calculadas. Las velocidades utilizadas en algunas modalidades son las magnitudes del intervalo de velocidades y las velocidades promedio necesarias para apilar y/o migrar los datos SV-P. Estas velocidades pueden no tener firma algebraica.

En un bloque 3408, las correcciones estáticas se aplican para mejorar el alineamiento del reflector. Estas correcciones implican conmutaciones de tiempo de datos adquiridos en cada fuente y estación receptora. Debido a que estas conmutaciones de tiempo se aplican a una traza de datos completa, se llaman correcciones estáticas para diferenciarlas de los ajustes de tiempo dinámico hechos por otros procesos. Una corrección estática elimina las diferencias de tiempo ocasionadas por variaciones en elevaciones de la estación ajustando el tiempo a cero en cada traza de datos para mover matemáticamente todas las fuentes y las estaciones receptoras a un plano de referencia común. Una segunda corrección estática elimina las diferencias de tiempo ocasionadas por velocidades diferentes siendo locales a diferentes fuentes y estaciones receptoras. El resultado final de estas correcciones estáticas es un mejoramiento en la continuidad de reflexión.

En un bloque 3410, cualquiera de muchos procedimientos de rechazo de ruido se puede aplicar a los datos para mejorar la relación de señal a ruido. Algunas opciones de rechazo de ruido pueden ser filtros de frecuencia simples. Otros pueden ser procedimientos tau-p, f-k más sofisticados, o deconvolución. En el bloque 3410, se puede aplicar atenuación múltiple para atenuar el ruido atribuible a múltiples.

Como se describe, múltiples métodos están disponibles para procesar los datos para identificar los datos en Modo SV-P y utilizarlos para generar una imagen, como puede ser el Método 1 y el Método 2 descritos anteriormente. Si se utiliza el Método 1, en un bloque 3412, el circuito de procesamiento está configurado para apilar (o sumar) los datos de desplazamiento positivo P-P, SV-P y de desplazamiento negativo SV-P de forma separada utilizando las coordenadas CCP o coordenadas ACP. En un bloque 3414, el circuito de procesamiento está configurado para sumar los apilamientos de desplazamiento positivo SV-P y desplazamiento negativo SV-P. El bloque 3414 puede utilizar un proceso Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP. En un bloque 3416, el circuito de procesamiento está configurado para migrar los datos post-apilamiento para hacer cuatro imágenes: una imagen P-P, una imagen desplazamiento positivo SV-P, una imagen de desplazamiento negativo SV-P y una imagen SV-P sumada.

Si se utiliza el Método 2, en un bloque 3420, el circuito de procesamiento está configurado para hacer migraciones en tiempo de pre-apilamiento separadas, migraciones de profundidad, o migración en tiempo inverso de los datos de desplazamiento positivo P-P, SV-P y los datos de desplazamiento negativo SV-P y, en un bloque 3422, sumar las imágenes de desplazamiento positivo SV-P y desplazamiento negativo SV-P.

En el bloque 3418, un operador ve las imágenes creadas por cualquiera o ambos de los Método 1 y Método 2 y hace una determinación de si la calidad de la imagen es aceptable. Si no, el proceso regresa, por ejemplo al bloque 3406 para más procesamiento. Un operador puede ajustar las correcciones estáticas, recalcular las velocidades, etc. Alternativamente, el bloque 3418 se puede automatizar para no requerir que una persona haga la determinación, sino en su lugar hacer que el circuito de procesamiento haga la determinación con base en ciertas metas de la imagen.

Procesamiento de Datos en Superficie de la Tierra de alta Velocidad Refiriéndonos ahora a la FIG. 35, se describirá un diagrama de flujo que muestra un método 3500 para procesar datos del sensor vertical para la Superficie de la Tierra de alta velocidad. El método 3500 puede utilizar técnicas similares a las descritas anteriormente con referencia a las FIGs. 20 y 34, las cuales contienen más explicación de algunos de los procedimientos de procesamiento descritos en la FIG. 35. Como se explica anteriormente, en situaciones de Superficie de la Tierra de alta velocidad, los datos SV ascendentes se pueden detectar mediante una fuente de fuerza vertical, significando que los datos que se pueden procesar en imágenes ahora incluyen el Modo SV-SV y el Modo P-SV.

En un bloque 3502, se proporciona un circuito de procesamiento con datos del sensor vertical en Modos P-P, SV-SV, P-SV y SV-P mezclados de los pasos de adquisición descritos anteriormente. En el bloque 3504, el circuito de procesamiento está configurado para o programado para segregar, separar o de otro modo eliminar los datos en Modo P-P, SV-SV, P-SV y SV-P aplicando filtros de velocidad para rechazar o filtrar las velocidades de propagación en el modo de onda inadecuado.

En un bloque 3506, el circuito de procesamiento está configurado para determinar las velocidades de NMO, apilamiento y/o migración para los Modos P-P, SV-SV, P-SV y SV-P. Se requieren análisis de velocidad separados para los datos P-SV y SV-P de desplazamiento positivo y para los datos SV-P y P-SV de negativo desplazamiento.

En un bloque 3508, las correcciones estáticas se aplican para mejorar el alineamiento del reflector, como se describe con referencia al bloque 3408. En un bloque 3510, cualquiera de muchos procedimientos de rechazo de ruido se puede aplicar a los datos para mejorar la relación señal a ruido. Algunas opciones de rechazo de ruido pueden ser filtros de frecuencia simples. Otros pueden ser procedimientos tau-p, f-k más sofisticados, o de deconvolución . En el bloque 3510, se puede aplicar atenuación múltiple para reducir el ruido atribuible a múltiples .

Como se describe, múltiples métodos están disponibles para procesar los datos para identificar los datos en Modo SV-P y utilizarlos para generar una imagen, como puede ser el Método 1 y el Método 2 descritos anteriormente. Si se utiliza el Método 1, en un bloque 3512, el circuito de procesamiento está configurado para apilar (o sumar) los datos de desplazamiento positivo P-P, SV-P y de desplazamiento negativo SV-P y los datos de desplazamiento positivo P-SV y los datos de desplazamiento negativo P-SV, cada uno para ser apilado de forma separada. En un bloque 3514, el circuito de procesamiento está configurado para sumar los apilamientos de desplazamiento positivo SV-P y de desplazamiento negativo SV-P y de forma separada sumar los apilamientos de desplazamiento positivo P-SV y de desplazamiento negativo P-SV. En un bloque 3516, el circuito de procesamiento está configurado para migrar los datos post-apilamiento para hacer ocho imágenes: una imagen P-P, una imagen de desplazamiento positivo SV-P imagen, una imagen de desplazamiento negativo SV-P, una imagen SV-SV, una imagen de desplazamiento positivo P-SV, una imagen de desplazamiento negativo P-SV, una imagen P-SV sumada y un imagen SV-P sumada.

Si se utiliza el Método 2, en un bloque 3520, el circuito de procesamiento está configurado para hacer migraciones en tiempo de pre-apilamiento separadas, migraciones de profundidad, o migración en tiempo inverso de los datos de desplazamiento positivo P-P, SV-SV, SV-P y P-SV y los datos de desplazamiento negativo SV-P y P-SV y, en un bloque 3522, sumar las imágenes de desplazamiento positivo SV-P y desplazamiento negativo SV-P.

En el bloque 3518, un operador ve las imágenes creadas por cualquiera o ambos del Método 1 y el Método 2 y hace una determinación de si la calidad de la imagen es aceptable. Si no, el proceso regresa, por ejemplo al bloque 3506 para más procesamiento. Un operador puede ajustar las correcciones estáticas, recalcular las velocidades, etc. Alternativamente, el bloque 3518 se puede automatizar para no requerir que una persona haga la determinación, sino que el circuito de procesamiento haga la determinación con base en ciertas metas de la imagen .

Como se muestra en comparación con las Figuras 20, 34 y 35, no es necesario en los métodos de las Figuras 34 y 35 cambiar la polaridad de los datos SV-P de acimut negativo para estar de acuerdo con la polaridad de los datos SV-P de acimut positivo cuando se manejan con datos del sensor vertical. También, se realizan dos análisis de velocidad separados cuando se procesan los datos SV-P como en los métodos de las Figuras 34 y 35 debido a que esa formación de imágenes es con base en los conceptos de punto de conversión común, no sobre conceptos del medio punto común como se utiliza en los métodos de la Figura 20. En los métodos de las Figuras 34 y 35, un Análisis de Velocidad se hace para los datos de acimut positivo y un segundo Análisis se hace para los datos de acimut negativo (como se explica con referencia a la Figura 27) .

Extraer Información De La Onda De Cizallamiento De Los Datos Sísmicos Marinos Remolcados Por Cable De acuerdo con una o más modalidades, la información de la onda S se puede extraer de los datos marinos remolcados por cable cuando ciertos pasos en el procesamiento de datos se ponen en práctica mediante un procesador de datos.

En algunas modalidades, se utiliza un sensor de ondas P de compresión de un solo componente como un receptor para recibir ambos Modos, P-P y SV-P.

En algunas modalidades, no se necesitan los sensores multi-componentes .

En algunas modalidades, el sensor de ondas P de compresión de un solo componente está colocado en el agua bien arriba del fondo marino, dentro de la columna de agua, por ejemplo siendo remolcado detrás de un barco. El sensor de ondas P de compresión de un solo componente puede estar colocado de forma similar. En algunas modalidades, ni la fuente de ondas P ni el receptor de ondas P están colocados sobre, en contacto con, o dentro del fondo marino.

En algunas modalidades, un Modo SV-P se detecta en un entorno marino y se procesa para generar una imagen visual de una o más formaciones debajo del fondo marino .

En algunas modalidades, una fuente virtual y/o receptor virtual se utilizan en la adquisición de los datos sísmicos, en donde la fuente o receptor virtual se derivan computacionalmente de los datos de una fuente o receptor real, respectivamente.

En algunas modalidades, una fuente de ondas P de un solo componente o de un componente remolcada por un barco genera una onda P descendente, la cual tras el contacto con el fondo marino genera un modo de onda de cizallamiento descendente SV directamente en el punto de contacto de la onda P con el fondo marino, en la superficie del fondo marino. En algunas modalidades, este Modo SV descendente no es un modo de cizallamiento convertido creado por reflexiones de un modo P descendente fuera de formaciones debajo del fondo marino, sino en su lugar es un Modo SV generado directamente en el punto de contacto de la onda P con el fondo marino.

En algunas modalidades, el procesamiento de imagen se basa en datos marinos remolcados por cable en los cuales no hay receptores diferentes a los del cable remolcado.

Fuentes Sísmicas Marinas Los datos sísmicos marinos son generados remolcando una fuente sísmica debajo de la superficie del mar. Aunque algunas de las fuentes sísmicas, principalmente generadoras de ondas de cizallamiento, se han planeado para que funcionen en el fondo marino, las fuentes colocadas en el fondo marino generalmente no se utilizan para generar los datos de reflexión sísmica debido a los desafíos de despliegue y regulaciones ambientales que protegen la biota del fondo marino. De este modo, la adquisición de los datos sísmicos marinos comúnmente implica fuentes que pueden ser remolcadas a una profundidad deseada debajo de la superficie del mar (por ej . , 3 a 15 metros u otras profundidades).

Una fuente de energía que se puede utilizar en entornos marinos es una pistola de aire remolcada. Las fuentes de pistola de aire pueden ser una pistola de aire simple, una matriz de pistola de aires, o varias matrices de pistolas de aire conteniendo cada matriz numerosas pistolas de aire. Las fuentes diferentes a las pistolas de aire se pueden encontrar cuando son considerados los datos marinos legados. Entre los tipos de fuentes que se pueden utilizar para adquirir los datos sísmicos marinos están los vibradores, explosivos, chisperos, y diversos mecanismos que producen ondas pequeñas impulsivas en la columna de agua. Las modalidades descritas en la presente pueden utilizar cualquier tipo de fuente, como pueden ser fuentes remolcadas, utilizadas para generar los datos de reflexión sísmica marina.

Sensores Sísmicos Marinos Los datos sísmicos marinos pueden ser registrados remolcando una matriz de hidrófonos debajo de la superficie del mar. Estos hidrófonos están incrustados en uno o más cables largos que arrastran detrás de un barco de registro sísmico. Los geófonos y/o acelerómetros se utilizan en algunos sistemas remolcados por cable. Los datos sísmicos marinos también se pueden adquirir con sensores fijos colocados en el fondo marino. Los sensores fijos en el fondo marino comúnmente implican combinaciones de hidrófonos y geófonos o combinaciones de hidrófonos y acelerómetros. Las modalidades descritas en la presente pueden utilizar cualquier tipo de sensor, como pueden ser sensores remolcados por cable, si los sensores consisten en hidrófonos, geófonos, acelerómetros, etcétera.

Fuentes y Receptores Virtuales Refiriéndonos ahora a la FIG. 38, un diagrama muestra componentes ejemplares de un sistema de adquisición de los datos sísmicos marinos y trayectorias del rayo de modos sísmicos de compresión (P) y cizallamiento vertical (SV) generados durante la iluminación sísmica de la geología debajo del fondo marino. Las trayectorias del rayo de la Onda P se muestran como líneas continuas. Las trayectorias del rayo de la Onda S se muestran como líneas discontinuas. Una fuente 3800 es remolcada por un barco 3802. Únicamente las Ondas P se propagan en la capa de agua debido a que el agua tiene un módulo de cizallamiento de cero y no puede soportar la propagación en modo de cizallamiento. Cuando el Modo P descendente 3800 producido por una fuente de energía marina choca en el fondo marino 3804 en cualquier ángulo de incidencia diferente al vertical verdadero, se crean dos modos descendentes— un Modo P 3806 y un Modo SV 3808- en la interfaz del fondo marino 3804 y continúan propagándose de forma descendente e iluminan los objetivos debajo del fondo marino, como puede ser el objetivo 3812. La trayectoria del rayo P descendente 3800 en la capa de agua 3812 se origina en una fuente sísmica real 3800. El punto de origen 3810 de la trayectoria del rayo SV descendente en el fondo marino es una fuente sísmica virtual. La adquisición y procesamiento descritos en la presente explotan el Modo SV descendente 3808 producido en las coordenadas de la fuente virtual a lo largo del fondo marino 3804.

La modalidad de la Figura 38 puede utilizar cualquier tipo de fuente de energía marina remolcada, cualquier tipo de sensores sísmicos, y puede utilizar estaciones de sensores que son remolcadas en la capa de agua y/o sensores fijos en el fondo marino.

Refiriéndonos ahora a la Figura 39, una versión simplificada del diagrama de la Figura 38 muestra la física de ondas de las modalidades ejemplares.

• A es la fuente sísmica real donde se genera una onda P descendente.

• B es la posición de la fuente virtual en el fondo marino donde, mediante la extrapolación de la onda de campo descendente, la onda P descendente de la fuente A se segrega en los modos de onda transmitidos P y SV descendentes y un modo reflejado P ascendente. La reflexión P ascendente de la coordenada del fondo marino 3810 no se muestra.

• C es un punto de reflexión a partir de un objetivo debajo del fondo marino donde la SV descendente de la fuente virtual B crea un evento de reflexión P ascendente, como se describe en la presente con referencia a, por ejemplo, las Figuras 21 a 25, 27, etcétera .

• D es la posición de un receptor virtual creado cuando la reflexión P ascendente registrada por el sensor remolcado E se proyecta de forma descendente al fondo marino mediante extrapolación de la onda de campo, como se describirá más adelante.

• E es un receptor remolcado, real que registra la reflexión P ascendente del objetivo del punto C.

Extrapolación de Onda de Campo Descendente Como se muestra en la Figura 39, la fuente A real genera una onda P descendente que alcanza el fondo marino y crea una fuente virtual. Cualquier coordenada a lo largo de una trayectoria del rayo asociada con un modo de onda sísmica que se propaga se puede definir como la posición de una fuente virtual o un receptor virtual para ese modo de onda. Por esta razón, la posición de una fuente virtual en esta aplicación se puede definir por extrapolación descendente de una onda de campo sísmica desde la posición de una fuente sísmica marina remolcada real a un punto de fuente de origen deseado sobre o cerca del fondo marino, y la posición de un sensor virtual se puede definir extrapolando una onda de campo sísmica descendente desde un receptor sísmico remolcado real a un lugar preferido para ese receptor sobre o cerca del fondo marino. Para una explicación de los principios de fuente/receptor virtual recientes, véase, por ejemplo, la Patente E.U.A. No. 7,706,211 para Bakulin et al. titulada "Método para Determinar Un perfil de Velocidad Sísmica" y la Solicitud de Publicación de Patente E.U.A. No. 2010/0139927 publicada en Junio 10, 2010 para Bakulin et al. titulada "Método de Formación de imágenes de una Fuente sísmica Que implica una Fuente virtual, Métodos para producir un Fluido de Hidrocarburo, y un Medio Legible por Computadora." De igual forma, la onda SV-P de la fuente virtual B es recibida en el punto D, el cual puede ser un receptor virtual. El punto D se vuelve un receptor virtual por medio del procesamiento de extrapolación de la onda de campo. La extrapolación de ondas de campo descendentes se puede utilizar para transformar los datos generados mediante una fuente real y registrados por un receptor real a datos equivalentes generados mediante unas fuentes más profundas y registrados mediante un receptor más profundo. De esta manera, las fuentes virtuales y receptores virtuales pueden ser creados de forma computacional , numérica, o matemática, aunque en modalidades alternativas se pueden utilizar otras técnicas .

La extrapolación de ondas de campo descendentes se utiliza para la migración de ecuación de onda de datos sísmicos, ya sea que la migración se haga en el dominio de profundidad o en el dominio de imagen-tiempo. En una modalidad, la extrapolación de la onda de campo se puede poner en práctica como se describe en Wapenaar, CP. A., y A. J. Berkhout, 1989, Elastic wavefield extrapolation— redatuming of single-and multi-component seismic data: Elsevier Science, 468 páginas. Los principios de extrapolación de la onda de campo y procedimientos de computación utilizados para realizar las transformaciones de datos descritos en Wapenaar se pueden utilizar en una modalidad ejemplar. El procesamiento de las formas de onda puede consistir en volver a capturar los datos de fuentes y receptores, y volver a capturar los datos que aplican a las ondas de campo S así como a las ondas de campo P. En otra modalidad, el proceso de extrapolación de la onda de campo de la Patente E.U.A. No. 7, 035, 737 para Ren, J., 2006, Método para la extrapolación de la onda de campo sísmica, se puede utilizar. Las partes de esta patente describen cómo hacer la extrapolación de la onda de campo utilizando un tamaño de paso de extrapolación variable seguido por la interpolación lineal de fase conmutada de las ondas de campo extrapoladas se incorporan expresamente en la presente para referencia. Los métodos y procedimientos alternativos de la extrapolación de la onda de campo se pueden utilizar en una o más de las modalidades descritas en la presente, y la referencia a la extrapolación de ondas de campo en la presente no se considera como limitante a ningún método o algoritmo particular.

De acuerdo con algunas modalidades, la extrapolación de la onda de campo se puede referir a cualquier proceso mediante el cual la onda de campo, únicamente P, descendente producida por una fuente sísmica marina remolcada, es reemplazada computacional o numéricamente por las ondas de campo P y SV descendentes producidas por una fuente virtual en una interfaz iluminada por la onda de campo P, de fuente real, descendente. La extrapolación de la onda de campo también se puede referir a cualquier proceso mediante el cual la onda de campo únicamente P, ascendente recibida en el receptor E remolcado es reemplazada computacionalmente por el receptor D virtual en el fondo marino. En una modalidad, la interfaz en donde una fuente virtual se debe colocar computacionalmente es el fondo marino. Sin embargo de acuerdo con una modalidad ejemplar, una fuente virtual se puede colocar computacionalmente debajo del fondo marino o incluso arriba del fondo marino mientras el medio debajo de la estación fuente tiene o está asignada numéricamente, a un módulo de cizallamiento que no es cero que permitirá que se propague un modo SV descendente .

Refiriéndonos a la Figura 39, la extrapolación de ondas de campo descendentes se utiliza en esta modalidad para migrar los datos generados mediante la fuente A real remolcada y registrada mediante el receptor E remolcado real descendente de modo que los datos se transforman a datos que serian generados por la fuente virtual B en el fondo marino y registrados por el receptor D virtual también en el fondo marino.

Ondas de cizallamiento marino Un ejemplo de una reflexión P-SV se muestra en la Figura 38 mediante la trayectoria del rayo P descendente 3806 de la fuente remolcada que se convierte a una trayectoria del rayo SV ascendente 3816 en el punto de reflexión RP2. Debido a que las ondas S no se pueden propagar en el agua, este modo SV ascendente se debe registrar mediante un sensor multicomponente, preferible un paquete de sensores de 4 componentes (4C) que tenga geófonos horizontales o acelerómetros y se desplieguen en el fondo marino en la posición 4C3.

De acuerdo con una modalidad, un sistema y método implica adquirir y procesar un modo SV-P en una aplicación sísmica marina, la cual es un evento que consiste en una trayectoria del rayo SV descendente producido en la posición de la fuente del fondo marino virtual 3810 que se convierte a una trayectoria del rayo P ascendente en el punto de reflexión RP1. En la Figura 38, el modo SV-P se muestra por ejemplo por su trayectoria del rayo SV 3808 y trayectoria del rayo P 3814. Un Modo SV-P es el inverso del modo P-SV utilizo por los geofísicos marinos. Debido a que esta trayectoria del rayo P ascendente se extiende hacia arriba al sensor remolcado HI, los datos SV-P están incrustados en los datos marinos remolcados por cable convencional (por e . , datos legados) . No se requiere ningún sensor en el fondo marino para capturar los datos SV-P, aunque la tecnología aplica si se utilizan los sensores del fondo marino en lugar de sensores remolcados por cable.

Datos De Desplazamiento Positivo Y De Desplazamiento Negativo Las trayectorias del rayo implicadas en la formación de imágenes SV-P marinas de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo se muestran en la Figura 40. Las velocidades Vp y Vs en las Facies A son diferentes a las de las Facies B. Las trayectorias del rayo se dibujan rectar por simplicidad.

En este diagrama, los datos SV-P generados en la fuente virtual A y registrados en el receptor virtual A están etiquetados SVA para el Modo SV descendente y PA para el Modo P ascendente. La dirección de desplazamiento de la fuente virtual A al receptor virtual A se define de forma arbitraria como desplazamiento positivo . Cuando las posiciones de fuente y receptor se intercambian, creando la fuente virtual B y receptor virtual B, la dirección de desplazamiento fuente a receptor se invierte y se define como desplazamiento negativo . La trayectoria del rayo para los datos SV-P de desplazamiento negativo se etiqueta SVB para el Modo SV descendente y PB para el Modo P ascendente. Las polaridades que se muestran para el vector de desplazamiento de partícula SV descendente conforman con la convención de polaridad establecida por Aki y Richards (1980) y documentada por Hardage et al. (201 1) . Observe que para ambos datos de desplazamiento positivo y los datos de desplazamiento negativo, el componente vertical de los vectores de desplazamiento de partícula para los Modos P ascendentes están en la misma dirección (apuntando hacia arriba) , por lo tanto no hay cambio en la polaridad de los datos SV-P entre los datos de desplazamiento positivo y los datos de desplazamiento negativo .

La consideración de los datos de desplazamiento positivo y de desplazamiento negativo se utiliza en la adquisición de datos sísmicos con base en tierra donde los receptores se extienden en todos los acimuts lejos de un punto fuente. La posibilidad de los datos de desplazamiento positivo y de desplazamiento negativo también se considera para los datos sísmicos marinos. La mayor parte de datos sísmicos marinos remolcados por cable implican únicamente los datos de desplazamiento positivo debido a que la fuente generalmente está colocada enfrente del cable del receptor (Fig. 41 (a)). Sin embargo, una fuente puede estar unida a un barco separado que arrastran en la parte posterior de un cable del receptor remolcado (Fig. 41 (b) ) . En ese caso, los datos serían datos de desplazamiento negativo. En los estudios marinos modernos, los barcos fuente frecuentemente preceden y arrastran los cables remolcados como se muestra en la Figura 41 (c) , y los datos registrados entonces implican ambos datos, de desplazamiento positivo y de desplazamiento negativo.

Análisis de Velocidad SV-P Una o más modalidades descritas en la presente puede pueden consistir en realizar un Análisis de Velocidad como un paso del procesamiento de datos cuando se construyen las imágenes sísmicas. Cuando están implicados los modos convertidos, se pueden hacer dos análisis de velocidad — un análisis para los datos de desplazamiento positivo y un segundo análisis para los datos de desplazamiento negativo. La razón para este Análisis de Velocidad de dominio de desplazamiento dual se muestra en la Figura 40, la cual muestra dos facies A y B de rocas distintas entre dos estaciones fuente y receptoras. Variando lateralmente las condiciones de roca tal como se muestra en este diagrama se encuentran en muchas cuencas marinas. Para los propósitos de ilustración, suponga que las velocidades P y S en las Facies A son de forma importante diferentes de las velocidades P y S en las Facies B. El tiempo de viaje requerido para que un evento SV-P de desplazamiento positivo viaje la trayectoria del rayo SVA-PA no es el mismo que el tiempo de viaje para que un evento SV-P de desplazamiento negativo viaje la trayectoria del rayo SVB-PB- Esta diferencia en el tiempo de viaje ocurre debido a que el modo SVA está totalmente en las Facies A, pero el modo SVB está casi totalmente en las Facies B, del mismo modo, todo el modo PB está en las Facies A, pero el modo PA tiene importantes vías de viaje dentro de ambas Facies A y Facies B. Debido a que los tiempos de viaje difieren en las direcciones de desplazamiento positivo y de desplazamiento negativo, las velocidades del intervalo sísmico determinadas a partir de los datos de desplazamiento positivo difieren de las velocidades de intervalo determinadas a partir de los datos de desplazamiento negativo. De este modo, en algunas modalidades, se hace un Análisis de Velocidad sobre los datos de desplazamiento positivo, y se hace un Análisis de Velocidad separado para los datos de desplazamiento negativo.

La Figura 42 muestra los principios de formación de imágenes SV-P y P-SV CCP. La curva CCP1 muestra la tendencia de los puntos de conversión comunes para los datos P-SV. La curva CCP2 muestra la tendencia de los puntos de conversión comunes para los datos SV-P. ACPI y ACP2 son puntos conversiones asintóticas para las tendencias CCP1 y CCP2, respectivamente. CCP1 y CCP2 son imágenes espejo de la otra en relación con el punto medio común CMP para este par fuente-receptor.

Construyendo Imágenes SV-P El procesamiento de los datos SV-P para generar imágenes SV-P se puede hacer en un número de formas, como puede ser: (1) mediante punto de conversión común (CCP) binario y el apilamiento de las reflexiones SV-P, seguido por la migración post-apilamiento de los datos apilados, o (2) ejecutando la migración preapilamiento de las reflexiones SV-P. El Método 2 (migración preapilamiento) es un enfoque más riguroso; el método 1 ( Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP/ apilamiento y migración post-apilamiento) es de costo inferior. Para realizar Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP y migración de los datos SV-P, las coordenadas CCP de los puntos de imagen SV-P en relación con este punto medio común entre una fuente y un receptor son imágenes espejo de los puntos de imagen CCP asociados con los datos P-SV, como se muestra en la Figura 42. La estrategia de procesamiento datos SV-P se puede basar en esta simetría de imagen espejo de los perfiles del punto de imagen CCP para los Modos P-SV y SV-P.

Debido a que los datos SV-P de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo tienen diferentes comportamientos de velocidad, dos pasos separados de Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP/apilamiento se hacen para crear una imagen apilada SV-P. En el Paso 1, los datos de desplazamiento positivo se convierten a binarios y se apilan en una imagen utilizando las velocidades determinadas a partir de los datos de desplazamiento positivo, y en el Paso 2, los datos de desplazamiento negativo se convierten a binarios y se apilan en una segunda imagen utilizando las velocidades determinas a partir de los datos de desplazamiento negativo. La imagen SV-P final es la suma de estas dos imágenes. Esta misma estrategia de imagen dual puede ponerse en práctica cuando los datos marinos P-SV se convierten en binarios y se apilan. Las tres imágenes apiladas (desplazamiento positivo, desplazamiento negativo, y desplazamientos sumados) se pueden migrar y utilizar en aplicaciones geológicas. Como lo documentó Hardage et al. (2011) en relación con la formación de imágenes P-SV, algunas características geológicas algunas veces se ven mejor en una de estas tres imágenes que en sus dos imágenes acompañantes. De este modo las tres Imágenes SV-P apiladas y migradas se pueden utilizar en interpretaciones geológicas.

Procesamiento de da-tos SV-P Marinos : Formación de imágenes Método 1— Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP, Apilamiento, y Migración Post-apilamiento Algún software comercial de procesamiento de datos sísmicos que pueden ser comprados o rentados por la comunidad geofísica puede calcular las coordenadas de la imagen en modo convertido llamado puntos de conversión asintótica , los cuales se abrevian como ACP. Dos ejemplos son el software de procesamiento de datos sísmicos Vista, vendido por Geophysical Exploration & Development Corporación, Alberta, Canadá y el software de procesamiento de datos sísmicos ProMAX, vendido por Halliburton Company, Houston, Texas. Ese software calcula las coordenadas de la imagen en modo convertido llamado puntos de conversión asintótica , los cuales se abrevian como ACP. Un ACP es una coordenada de imagen donde la tendencia de los puntos de imagen CCP correctos para un par fuente-receptor específico se vuelven casi verticales (Fig. 42) . La geología de profundidad es enfocada correctamente utilizando los Datos P-SV binarios mediante los principios ACP, y también es enfocada correctamente mediante los datos SV-P binarios utilizando conceptos ACP que se ajustan para los datos SV-P. Sin embargo, la geología superficial no se enfocada correctamente para cualquiera de los Datos P-SV o los datos SV-P cuando se utilizan los métodos de pre-procesamiento de los datos de punto de conversión común ACP. El Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP verdadero puede producir imágenes apiladas correctas de ambas, geología superficial y profunda, para los modos convertidos adecuados para la migración post-apilamiento . En la Figura 42, el punto de conversión asintótica para el modo P-SV se etiqueta ACPI, y el punto de conversión asintótica para el modo SV-P se etiqueta ACP2. Cualquier punto de imagen es correcto excepto donde su perfil Pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP asociado es casi vertical (es decir, para objetivos profundos) . Como se ha enfatizado, estos dos puntos de imagen son imágenes espejo de la otra en relación con el punto medio común (el punto CMP en la Figura 42) para cualquier par fuente-receptor implicado en un estudio sísmico .

Un método ejemplar para producir el pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP o ACP para los datos SV-P marinos consiste en ajustar el software que realiza el pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP para los datos P-SV marinos de modo que las coordenadas de fuentes y receptores se intercambien cuando determinan las coordenadas del punto de imagen. Refiriéndonos al par fuente-receptor de la Figura 42, un intercambio de coordenadas de estación tiene el efecto de mover la estación receptora a la estación fuente y la estación fuente a la estación receptora. El software utilizado para procesar los datos P-SV calculará después la tendencia del punto de imagen etiquetado CCP2 en lugar de la tendencia etiquetada CCPl. Utilizando las coordenadas especificadas por el perfil CCP2 para el pre-procesamiento de los datos de las reflexiones SV-P marinas extraídas de los datos del sensor remolcado marino producirá las imágenes SV-P, las cuales serán iguales en calidad a las que se obtienen con los datos P-SV marinos.

Procesamiento de Datos SV-P Marinos : método de formación de imágenes 2-migración preapilamiento De acuerdo con una modalidad alternativa, migración preapilamiento se puede hacer para crear una imagen sísmica con base en tiempo o una imagen sísmica con base en profundidad. Refiriéndonos a la Figura 43, la migración preapilamiento se puede hacer propagando numéricamente una onda de campo sísmica específica descendente desde cada estación fuente para iluminar los objetivos geológicos, y después propagar numéricamente onda de campo sísmica específica ascendente a partir las interfaces reflejantes a cada estación receptora.

Las ondas de campo específicas utilizadas en la migración preapilamiento se pueden crear aplicando filtros de velocidad a los datos sísmicos de modo que los eventos de reflexión que tienen únicamente un comportamiento de velocidad predeterminado permanezcan después del filtrado de velocidad. Las ondas de campo de velocidad se enlistan en la tabla de la Figura 43. Los comportamientos de la velocidad específica de interés en esta modalidad ejemplar son aquellas velocidades ascendentes y descendentes asociadas con los modos sísmicos P-P y SV-P. Estos modos se enlistan como la opción 1 y opción 3 en la Figura 43. El resultado de la migración preapilamiento es una imagen de interfaces geológicas vista por cada modo sísmico específico (P-P y SV-P) . Por simplicidad, únicamente se muestra una estación fuente y únicamente una estación receptora en la Figura 43.

Como se indica mediante la tabla en la Figura 43, el procesamiento de migración en tiempo de preapilamiento, migración de profundidad, o migración en tiempo inverso puede crear una Imagen SV-P si la velocidad de la onda de campo descendente es la de una Onda de campo SV que se propaga y la velocidad de la onda de campo ascendente es la de una onda de campo P.

En la Figura 43, se define una distribución tiempo-espacio de las velocidades para un modo sísmico especifico de modo que una onda de campo descendente específica (D) se pueda propagar a través de este Modelo de velocidad de la Tierra desde cada estación fuente para iluminar los objetivos. Una segunda distribución tiempo-espacio de las velocidades para un segundo modo sísmico específico es impuesto después para propagar esa onda de campo ascendente específica (ü) a cada estación receptora. Las combinaciones de las velocidades descendentes y ascendentes que se pueden poner en práctica para las opciones sísmicas marinas remolcadas por cable en esta modalidad ejemplar implican las opciones 1 y 3 que se enlistan en la tabla.

Migración en tiempo de preapilamiento La migración en tiempo de preapilamiento de los datos sísmicos se puede hacer construyendo trazas de instantáneas de fuente común y calculando donde los puntos de datos individuales en cada recopilación de trazas instantáneas necesita colocarse en el espacio de la imagen sísmica. Un cálculo ejemplar se muestra en la Figura 44. En este diagrama, S es la posición de una estación fuente en el espacio de la imagen migrada, R es la posición de una estación receptora especifica en el espacio de la imagen migrada y A es la posición de un punto de imagen que está siendo construida.

La posición del punto de imagen A se define como coordenadas espacio-tiempo (XA, t) . Para realizar la migración en tiempo de preapilamiento, la coordenada XA es definida por un procesador de datos, y la coordenada de tiempo t después se incrementa de 0 a T , donde TMAX es la longitud de la traza de datos migrada. El diagrama muestra la migración de únicamente un punto de datos a partir de únicamente una traza de solo una recopilación de instantáneas. El objetivo es calcular la coordenada de tiempo T de la muestra de datos a partir de la traza de datos S a R que necesita colocarse en las coordenadas de espacio de la imagen (XA, t) .

El cálculo se hace mediante las dos ecuaciones de raíz cuadrada que se muestran en la Figura 44 y a continuación : en las cuales: A=Punto de imagen t=Coordenada de tiempo de traza de imagen XA=Coordenada de traza de imagen DSA=Distancia horizontal desde S hasta A DAR=Distancia horizontal desde A hasta R TSA=Tiempo de una vía desde S hasta A TAR=Tiempo de una vía desde A hasta R VSA=Velocidad RMS para modo descendente en (XA, t) V R=Velocidad RMS para modo ascendente en (XA, t) T=TSA+TAR=Coordenada de tiempo de muestra de datos colocada en las coordenadas de imagen (XA t) .

La Figura 44 muestra el cálculo de la doble raíz cuadrada utilizado en la migración en tiempo de preapilamiento de los datos sísmicos. La coordenada de imagen XA es definida por el procesador de datos. El tiempo de la imagen t varía desde cero hasta la coordenada de tiempo máximo de los datos migrados. Las velocidades VSA y VAR son velocidades RMS determinadas por un análisis de velocidad separado y preservado en un archivo al que se puede acceder para calcular la coordenada de tiempo T de la muestra de datos que necesita moverse a la coordenada de imagen en (XA, t) .

Una ecuación de raíz cuadrada calcula el tiempo de una vía TSA para la trayectoria del rayo descendente desde S hasta A. La segunda ecuación de raíz cuadrada calcula el tiempo de una vía TAR para la trayectoria del rayo ascendente desde A hasta R. La coordenada de tiempo T de la muestra de datos a partir de la traza de instantáneas S a R, la cual necesita colocarse en las coordenadas de migración (X¾,t) es la suma de TSA y TAR. Este procedimiento de migración en tiempo de preapilamiento se llama cálculo de doble raíz cuadrada. Una suposición construida en el cálculo es que los tiempos de viaje de una via arriba y abajo se pueden representar como tiempos de viaje a lo largo de las trayectorias del rayo rectas, no curvas .

Otra vista de migración en tiempo de preapilamiento se muestra en la Figura 45. Este diagrama muestra un proceso de migración en tiempo de preapilamiento, de acuerdo con una modalidad ejemplar. En el paso 1, un procesador de datos o circuito de procesamiento está configurado para seleccionar a partir de una memoria una traza de datos partícula registrada por el receptor R de un Registro de Instantáneas particular para realizar la migración en tiempo de preapilamiento . La coordenada de imagen XA definida por el procesador de datos puede o no puede coincidir con la posición de una estación receptora. En este ejemplo, XA no es coincidente con una estación receptora. En el paso 2, el procesador de datos está configurado para construir una traza de imagen migrada en la coordenada de espacio de la imagen XA. La coordenada del tiempo de la imagen t es una coordenada de tiempo de esta traza de datos migrados. Las trayectorias del rayo SA Y AR que se muestran en relación con el paso 2 son las trayectorias del rayo de la Figura 44.

En el paso 3, el procesador de datos está configurado para tener acceder desde la memoria a un archivo de velocidad que define las velocidades R S en cada coordenada en el espacio de imagen migrada. En el paso 4, los tiempos de viaje de una via TSA y TA definidos por las ecuaciones de raíz cuadrada en la Figura 44 se calculan para definir la coordenada de tiempo T de la traza de datos de entrada que necesita moverse a las coordenadas de imagen (XA, t) . En el paso 5, el procesador de datos está configurado para mover la muestra de datos desde el espacio de datos de recopilación de instantáneas al espacio de imagen migrada.

Refiriéndonos ahora a la FIG. 46, se muestra un sistema y método para procesar los datos SV-P marinos, de acuerdo con una modalidad ejemplar. Este sistema está configurado para producir (1) trazas de instantáneas, y (2) imágenes de geología debajo del fondo marino que describen la propagación de la onda S a través de los estratos enfocados. En el bloque 1, los datos sísmicos remolcados por cables son recuperados desde un dispositivo de almacenamiento o memoria. Los datos sísmicos pueden haber sido adquiridos utilizando cualquiera de los procesos descritos en la presente, como los descritos con referencia a las Figuras 38, 39 y/o 41. A medida que se almacenan en el dispositivo de almacenamiento, los datos sísmicos pueden contener datos P-P así como datos en modo de cizallamiento, como pueden ser datos SV-P, datos P-P y SV-P que han sido recibidos a través de un receptor remolcado u otro sensor configurado para medir las ondas P de compresión para generar los datos sísmicos.

En el bloque 2, el procesador de datos está configurado para extrapolar las ondas de campo P de los datos sísmicos descendentes para crear las fuentes virtuales y receptores virtuales en el fondo marino, como se describe anteriormente con referencia a la figura 39. En el bloque 3, el procesador de datos está configurado para realizar los pasos de acondicionamiento de datos como puede ser filtrado de frecuencia, deconvolución, de-múltiple, blanqueado espectral y/u otros procesos de acondicionamiento de datos que ajustan la apariencia de los datos sísmicos. La deconvolución se puede referir a un proceso numérico que restaura la forma de una onda pequeña sísmica a la forma que tenía antes de que fuera distorsionada mediante las ondas pequeñas interferentes o mediante cualquier fase y cambios de amplitud ocasionados por las respuestas del sensor, filtrado de equipo, ruido de fondo, etc. De-múltiple se puede referir a un proceso numérico que elimina las reflexiones múltiples interlecho de los datos sísmicos. De-múltiple es un tipo de deconvolución, es decir, la eliminación de las ondas pequeñas interferentes . El blanqueado espectral puede referirse a un proceso de ajuste del espectro de frecuencia de una onda pequeña sísmica de modo que el espectro sea tan plano posible sobre el intervalo de frecuencia posible mas alto. Los espectros planos, anchos resultan en ondas pequeñas de tiempo, compactas que tienen resolución óptima. En el bloque 4, el procesador de datos está configurado para determinar las velocidades SV-P de forma separada para los datos de desplazamiento positivo y los de desplazamiento negativo si las fuentes se colocan enfrente de y detrás de los receptores remolcados durante la adquisición de los datos que están siendo procesados, como se describe por ejemplo con referencia a las Figuras 40 y 41 en la presente.

Como se describe antes, se describen dos métodos de imagen ilustrativos en la presente, aunque se pueden utilizar otros. En una primera opción de formación de imagen, en el bloque 5, el procesador de datos está configurado para crear pilas CCP separadas para los datos SV-P de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo. En el bloque 6, el procesador puede estar configurado para sumar las pilas SV-P de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo. En el bloque 7 el procesador de datos puede estar configurado para aplicar cualquier paso de acondicionamiento de datos deseado como pueden ser aquellos descritos anteriormente con referencia al bloque 3. En el bloque 8 el procesador de datos está configurado para migrar los datos post-apilamiento para hacer imágenes SV-P y P-P.

Si se utiliza la segunda opción de formación de imágenes, en el bloque 9 el procesador de datos está configurado para realizar migraciones preapilamiento separadas para los datos SV-P de desplazamiento positivo y los datos SV-P de desplazamiento negativo si las fuentes están enfrente de y detrás de los receptores remolcados (ya sea dominio de tiempo o dominio de profundidad) . En el bloque 10 el procesador de datos está configurado para sumar las imágenes SV-P de desplazamiento positivo y desplazamiento negativo. En el bloque 11 el procesador de datos está configurado para aplicar cualquier paso de acondicionamiento de datos deseado.

Una vez que se hace una imagen mediante cualquier procesamiento de imagen opción 1 o procesamiento de imagen opción 2, esa imagen es difícil de comparar contra la imagen remolcada por cables normal debido a que la imagen utiliza el fondo marino (o cerca del fondo marino) como un dato (referencia) (dato=profundidad donde el tiempo de la imagen sísmica se define como cero) . Por el contrario, las imágenes remolcadas por cable utilizan el nivel del mar como dato. Las imágenes lucen bastante diferentes cuando el fondo marino tiene considerable inclinación o versión topográfica. De este modo la imagen de datos del fondo marino se puede se puede volver a referenciar al nivel del mar de modo que las comparaciones de imagen son más fáciles de hacer, como se muestra en el bloque 12. Esta nueva referencia puede consistir en una conmutación de tiempo de cada traza que cuenta para el tiempo de viaje de la onda P de dos vías a través de la capa de agua a la coordenada en el fondo marino donde cada traza se coloca en el espacio de la imagen SV-P. La imagen SV-P fue creada excluyendo la capa de agua. Después de que la imagen SV-P se completa, el procesamiento puede adicionar nuevamente la capa de agua a la pintura.

Adquisición de Datos SV-P Refiriéndonos ahora a la Figura 47, se describirá un diagrama de un sistema de adquisición de datos 4700 y método para adquirir los datos SV-P en un entorno marino. Una fuente remolcada marina 4702 está colocada debajo, cerca o alrededor de una superficie de un entorno marino cerca del nivel del mar 4704. La fuente 4702 es remolcada por un barco mientras está en operación, mientras transmite las ondas P de compresión en la columna de agua 4706. La fuente 4702 está configurada para impartir una fuerza impulsiva a la columna de agua 4706 para proporcionar ondas sísmicas al punto A en un fondo marino 4708. La fuente 4702 puede consistir en una pistola de aire u otra fuerza impulsiva o de barrido de frecuencia. En este ejemplo, la fuente 4702 produce el modo P de compresión, pero no los modos de cizallamiento (SH y SV) porque el módulo de cizallamiento del agua es cero. Sin embargo, tras el contacto, encuentro, o choque de la onda de campo en modo P con el fondo marino 4708 en el punto A, se produce un modo de onda de cizallamiento descendente (SV) y P descendente. En esta modalidad, al menos algunas de las ondas de cizallamiento SV son generadas en el punto A y no por la conversión del modo debajo del fondo marino en las interfaces debajo del fondo marino dentro de los medios de la Tierra 4710.

Un sensor sísmico 4712, en este caso un sensor remolcado marino, es remolcado por un barco unido al sensor por un cable, el cual también puede estar colocado debajo, cerca o alrededor de una superficie del entorno marino al nivel del mar 4704. El sensor 4712 está configurado para detector o sentir las ondas de campo ascendentes, reflejadas desde los sectores subterráneos, formaciones, objetivos de interés, etc. dentro de los medios de la Tierra 4710 al punto B. Las ondas ascendentes dentro de los medios de la Tierra 4710 consisten en ondas P-P (ondas P descendentes desde el punto A y ascendentes al punto B) y ondas SV ascendentes (ambas ondas SV-SV y ondas P-SV) . Las ondas SV ascendentes no se pueden propagar a través de la columna de agua 4706 al sensor remolcado marino 4712 y, por lo tanto, únicamente las ondas P ascendentes alcanzan el sensor remolcado marino 4712. En esta modalidad el sensor 4712 consiste en un sensor configurado para detectar los modos P de compresión, como se describen en la presente, otros modos como pueden ser SV-P (por ej . , SV-P directos) . En una modalidad el sensor 4712 es un hidrófono, el cual puede estar configurado para proporcionar una salida que no tiene información direccional acerca de las ondas que están siendo detectadas. Diversas matrices y configuraciones de fuentes 4702 y sensores 4712 se pueden poner en práctica en diferentes modalidades. Las fuentes y receptores remolcados pueden estar en movimiento continuo a través de la adquisición de datos sísmicos.

En modalidades alternativas, la fuente remolcada marina 4702 y/o el sensor remolcado marino 4712 en su lugar puede estar colocado sobre, en, incrustado dentro o en contacto con el fondo marino 4708. En este caso, el sensor puede ser un sensor de fuerza vertical configurado para registrar una respuesta vertical.

Los datos detectados por el sensor remolcado marino 4712 están configurados para ser almacenados mediante un circuito de procesamiento adecuado en un medio digital o dispositivo de almacenamiento de datos 4714, el cual puede ser cualquier tipo de memoria u otro dispositivo de almacenamiento de datos descrito en la presente. El bloque 4716 muestra un procesador de datos configurado para realizar la extrapolación de la onda de campo para crear la fuente SV virtual A y el sensor P virtual B en el fondo marino 4708, y/u otros datos de procesamiento descritos en la presente. Uno o más de los aspectos descritos con referencia a la Figura 17 y Figura 33 se pueden utilizar con los aspectos de la Figura 47 en modalidades alternativas.

Determinando la velocidad de la onda S Para calcular cualquiera de los perfiles de pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP que se muestran en la Figura 42, un procesador de datos puede estar configurado para determinar las velocidades de la Onda S dentro de la estratificación geológica que está siendo enfocada. Si la segunda opción para crear las imágenes en modo convertido con las técnicas de migración pre-apilamiento se utilizan, el procesador de datos utiliza las velocidades de onda S estimadas dentro de las rocas que están iluminadas por los datos sismicos. Determinar las velocidades de onda S necesarias para calcular los puntos de la imagen SV-P se puede hacer utilizando las técnicas para determinar las velocidades de formación de imagen de onda S cuando se procesan los datos P-SV.

Los métodos ejemplares para determinar la velocidad de onda S necesarios para calcular los puntos de imagen en modo convertido incluyen: 1) Utilizar los datos del perfil sísmico vertical adquiridos localmente al área de la imagen sísmica para calcular los valores del intervalo de las velocidades VP y Vs, 2) utilizar los datos de registro sónico dipolar adquiridos localmente al espacio de la imagen sísmica para determinar las velocidades VP y Vs, 3) Combinar las mediciones de laboratorio de las relaciones de velocidad VP-VS para los tipos de roca como aquellos que están siendo enfocados con los estimados en base sísmica de las velocidades de onda P para volver a calcular las velocidades de la onda S, 4) Calcular los perfiles de pre-procesamiento de los datos del punto de conversión común CCP para una variedad de relaciones de velocidad Vp/Vs haciendo pilas separadas de datos en modo convertido para cada tendencia CCP, y examinar las series de datos apilados para determinar cuáles perfiles CCP producen la imagen de mejor calidad, u otros métodos. Estos , métodos se pueden utilizar para proporcionar velocidades de onda S confiables para utilizarlas para el filtrado de velocidad para definir los modos de onda S, apilamiento, y migración de datos SV-P.

Se debe entender que esos principios, pasos, componentes, o enseñanzas de cualquiera de las modalidades descritas en la presente pueden combinarse con otras modalidades descritas en la presente para proporcionar otras moda1idades .

En una modalidad alternativa como se enseña en la presente, una onda P descendente que choca en un punto A en el fondo marino genera tanto un modo de onda de cizallamiento SV como un modo de onda de cizallamiento SH. Esto se debe a que el componente vertical de la onda P descendente puede ser visto como una fuente de fuerza vertical de baja energía en el punto A que produce los patrones de radiación que se muestran en las Figuras 6a y 6b. En esta modalidad alternativa, los sensores con base en el fondo marino, como pueden ser los sensores de 4 componentes (4C) se pueden utilizar para recibir una variedad de modos de onda ascendentes y almacenarlos en una memoria para procesamiento posterior.

Las diversas modalidades descritas en la presente pueden incluir o ponerse en práctica en relación con medios legibles por computadora configurados para almacenar instrucciones ejecutables por maquina en ella, y/o uno o más módulos, circuitos, unidades u otros elementos que pueden consistir en componentes de circuitos digitales y/o análogos (por ej . , un procesador u otro circuito de procesamiento) configurado, arreglado o programado para realizar uno o más de los pasos mencionados en la presente. Por ejemplo, un medio legible por computadora puede incluir medios no transitorios como pueden ser RAM, ROM, CD-ROM u otro almacenamiento de disco óptico, almacenamiento de disco magnético, memoria flash, o cualquier otro medio no transitorio capaz de almacenar y proporcionar acceso a las instrucciones ejecutables por maquina, deseadas. El uso del circuito o módulo descrito en la presente significa que abarcan ampliamente uno o más de los componentes de circuito discretos, componentes de circuitos digitales y/o análogos, circuitos integrados, dispositivos en estado sólido y/o porciones programadas de cualquiera de los anteriores, incluyendo microprocesadores, microcontroladores, ASIC, lógica programable, u otros dispositivos electrónicos. En diversas modalidades, cualquier número de fuentes y receptores se puede utilizar, desde uno hasta cientos, miles, o más.

Aunque los dibujos detallados, ejemplos específicos y formulaciones particulares describen modalidades ejemplares, sirven únicamente con el propósito de ilustración. Las configuraciones de hardware y software que se muestran y describen pueden diferir dependiendo de las características de rendimiento elegidas y las características físicas de los dispositivos de computación. Los sistemas que se muestran y describen no están limitados a los detalles precisos y condiciones descritas. Además, otras sustituciones, modificaciones, cambios y omisiones se pueden hacer en el diseño, condiciones de operación, y arreglo de las modalidades ejemplares sin salir del alcance de la presente invención como se expresa en las reivindicaciones anexas.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método de procesamiento de datos sísmicos, los datos sísmicos obtenidos utilizando una pluralidad de receptores remolcados en un entorno marino, los receptores remolcados configurados para medir las ondas de compresión P, consiste en: recuperar los datos sísmicos desde un dispositivo de almacenamiento utilizando un circuito de procesamiento, los datos sísmicos contienen datos P-P y datos en modo de cizallamiento, en donde los datos P-P y datos en modo de cizallamiento se recibieron ambos en los receptores remolcados sin la presencia de receptores de un solo componente horizontal co-ubicado; procesar los datos sísmicos para extraer los datos SV-P en modo de cizallamiento utilizando el circuito de procesamiento, en donde el procesamiento consiste en extrapolar ondas de campo representadas por los datos sísmicos descendentes para crear mediante la computación fuentes virtuales y receptores virtuales sobre un fondo marino en la vecindad de un área enfocada por los datos sísmicos; y generar los datos de la imagen en modo de cizallamiento con base en los datos extraídos en modo de cizallamiento utilizando el circuito de procesamiento.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el procesamiento consiste en determinar las velocidades que de forma separada corrigen los movimientos normales de las reflexiones de desplazamiento positivo SV-P y los movimientos normales de las reflexiones de desplazamiento negativo SV-P.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 2, en donde el procesamiento consiste ;n crear pilas de puntos de conversión comunes separac as para los datos SV-P de desplazamiento positivo y los datos SV-P de desplazamiento negativo.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 3, en donde el procesamiento consiste en sumar las pilas de puntos de conversión comunes para los datos SV-P de desplazamiento positivo y los datos SV-P de desplazamiento negativo.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 4, en donde el procesamiento consiste en la migración post-apilamiento de los datos SV-P apilados.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 2, en donde el procesamiento consiste en la migración pre-apilamiento de forma separada de los datos SV-P para los SV-P de desplazamiento positivo y los datos SV-P de desplazamiento negativo.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde los datos P-P y datos en modo de cizallamiento se recibieron ambos en los receptores remolcados colocados bien arriba del fondo marino dentro de la columna de agua sin el uso de los geófonos horizontales, los receptores remolcados configurados para recibir las ondas de compresión P y no las ondas de cizallamiento.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde los datos SV-P son un resultado de las ondas P descendentes de las fuentes de onda P, las cuales tras el contacto con el fondo marino generan ondas de cizallamiento SV descendentes directamente en el punto de contacto de las ondas P con el fondo marino en la superficie del fondo marino.

9. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además consiste en: transmitir las Ondas P desde las fuentes de ondas P, en donde las ondas P después de hacer contacto con el fondo marino generan ondas de cizallamiento SV descendentes directamente en el punto de contacto de las ondas P con el fondo marino en la superficie del fondo marino, las ondas de cizallamiento SV descendentes reflejan las interfaces debajo del fondo marino como los modos de ondas SV-P; recibir los modos de onda SV-P utilizando los receptores remolcados; y almacenar los modos de onda SV-P en los dispositivos de almacenamiento de datos para obtener los datos sísmicos que contienen los datos P-P y datos en modo de cizallamiento.

10. Un sistema para el procesamiento datos sísmicos obtenidos utilizando un receptor remolcado, consiste en: un dispositivo de almacenamiento de datos para almacenar datos sísmicos que contienen datos P-P y datos en modo de cizallamiento, en donde los datos P-P y datos en modo de cizallamiento se recibieron ambos en un receptor remolcado sin la presencia de receptores de un solo componente horizontal, co-ubicados para generar los datos sísmicos; y un circuito de procesamiento configurado para procesar los datos sísmicos para extraer datos en Modo SV-P y para generar una imagen en el modo de cizallamiento con base en los datos en el modo SV-P extraídos, en donde el circuito de procesamiento está configurado para extrapolar las ondas de campo representadas por los datos sísmicos descendentes para crear computacionalmente una fuente virtual y un receptor virtual en el fondo marino en la vecindad de un área enfocada mediante los datos sísmicos, en donde el circuito de procesamiento está configurado para determinar las velocidades que corrigen de forma separada los movimientos normales de las reflexiones de desplazamiento positivo SV-P y movimientos normales de las reflexiones de desplazamiento negativo SV-P.

11. El sistema de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el circuito de procesamiento está configurado para determinar las velocidades que corrigen de forma separada los movimientos normales de las reflexiones de desplazamiento positivo SV-P y los movimientos normales de las reflexiones de desplazamiento negativo SV-P.

12. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, en donde el circuito de procesamiento está configurado para calcular las pilas del punto de conversión común separadas para los datos SV-P de desplazamiento positivo de y los datos SV-P de desplazamiento negativo.

13. El sistema de acuerdo con la reivindicación 12, en donde el circuito de procesamiento está configurado para sumar las pilas de puntos de conversión comunes para los datos SV-P de desplazamiento positivo y los datos SV-P de desplazamiento negativo.

14. El sistema de acuerdo con la reivindicación 13, en donde el circuito de procesamiento está configurado para la migración post-apilamiento de los datos SV-P.

15. El sistema de acuerdo con la reivindicación 11, en donde el circuito de procesamiento está configurado para la migración pre-apilamiento de forma separada de los datos SV-P para los datos SV-P de desplazamiento positivo y los datos SV-P de desplazamiento negativo.

16. El sistema de acuerdo con la reivindicación 10, en donde los datos sísmicos se reciben en el receptor remolcado colocado bien sobre el fondo marino dentro de la columna de agua sin el uso de geófonos multi-componentes .

17. El sistema de acuerdo con la reivindicación 10, en donde los datos en Modo SV-P son un resultado de una onda P descendente desde una fuente de onda P remolcada, la cual después del contacto con el fondo marino genera un modo de onda de cizallamiento SV directamente en el punto de contacto de la onda P con el fondo marino en la superficie del fondo marino.

18. El sistema de acuerdo con la reivindicación 10, además consiste en: una fuente de onda P configurada para transmitir las ondas P, en donde las ondas P tras el contacto con el fondo marino generan un modo de onda de cizallamiento SV directamente en el punto de contacto de la onda P con el fondo marino en la superficie del fondo marino que continúa descendente para reflejarse de regreso a la superficie del fondo marino desde una interfaz debajo del fondo marino como un modo de onda SV-P; un receptor remolcado configurado para recibir el modo de onda SV-P; y un circuito de procesamiento configurado para almacenar el modo de onda SV-P en EL dispositivo de almacenamiento de datos para obtener los datos sísmicos.

19. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde los receptores remolcados consisten en hidrófonos.