MX2014011313A - Construccion y aplicacion de grupo angulares a partir de formacion tridimensional de imagenes de multiples campos ondulatorios. - Google Patents

Construccion y aplicacion de grupo angulares a partir de formacion tridimensional de imagenes de multiples campos ondulatorios.

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Abstract

Una modalidad se relaciona a un procedimiento tecnológico para identificar una estructura subterránea potencial debajo de un cuerpo de agua; los datos tridimensionales de sensor sísmico que incluyen por lo menos dos componentes medidos son obtenidos; los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo que comprenden múltiples campos ondulatorios son construidos de los datos tridimensionales de sensor sísmico aplicando la separación del campo ondulatorio; los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo son extrapolados a una superficie reflectora debajo de un fondo de agua; una condición de formación de imagen es aplicada en la superficie reflectora para generar imágenes que incluyen información de los múltiples campos ondulatorios; los grupos angulares son construidos, donde cada grupo angular es construido recolectando las imágenes generadas utilizando los múltiples campos ondulatorios por un intervalo de ángulos de iluminación; también se divulgan otras modalidades, aspectos y características.

Description

CONSTRUCCIÓN Y APLICACIÓN DE GRUPOS ANGULARES A PARTIR DE FORMACIÓN TRIDIMENSIONAL DE IMÁGENES DE MÚLTIPLES CAMPOS ONDULATORIOS REFERENCIA CRUZADA CON SOLICITUDES RELACIONADAS La presente solicitud de patente reclama el beneficio de la Solicitud Provisional norteamericana No. 61/981,147, presentada el 17 de abril de 2014, cuya descripción se incorpora en la presente como referencia. La presente solicitud de patente también reclama el beneficio de la Solicitud de Patente Provisional No. 61/879,936, presentada el 19 de septiembre de 2013, cuya descripción se incorpora en la presente como referencia.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Esta descripción se relaciona en general a la exploración sísmica, con la aplicabilidad particular a la exploración sísmica marina.
En la exploración sísmica, los datos sísmicos pueden adquirirse al impartir energía acústica en la tierra cerca de su superficie y al detectar energía acústica que se refleja desde los límites entre diferentes capas de una formación de roca del subsuelo. La energía acústica se refleja cuando hay una diferencia en la impedancia acústica entre las capas adyacentes a un límite. Las señales que representan la energía acústica detectada se interpretan para identificar estructuras y composición de las estructuras de formación de roca del subsuelo, para ayudar así en la identificación y producción de hidrocarburos.
En la exploración sísmica marina, una fuente de energía sísmica, tal como una pistola de aire, vibrador marino o arreglo de pistolas de aire o de vibradores marinos típicamente se usan para impartir la energía acústica en las formaciones por debajo del fondo del agua. La fuente de energía sísmica se activa en una profundidad seleccionada en el agua, comúnmente mientras la fuente la energía sísmica es remolcada por una embarcación. La misma o una diferente embarcación remolca uno o más cables de sensor sísmico llamados cables marinos, en el agua. Generalmente, el cable marino se extiende detrás de la embarcación a lo largo de la dirección en la que el cable marino se remolca. Generalmente, un cable marino incluye una pluralidad de sensores sísmicos, tales como hidrófonos, por ejemplo, dispuestos en el cable en posiciones conocidas, separadas a lo largo del cable. Los hidrófonos son sensores sísmicos que generan una señal óptica o eléctrica que corresponde a la presión del agua o al gradiente de tiempo de presión en el agua. Los sensores sísmicos también pueden ser situados en o cerca del fondo de la masa de agua, en uno o más cables de fondo de océano o una pluralidad de nodos. La embarcación que remolca uno o más cables marinos generalmente incluye equipo de registro para hacer un registro, catalogado con respecto al tiempo de las señales generadas por los sensores en respuesta a la energía acústica detectada. El registro de señales se puede procesar para inferir estructuras de y composiciones de las formaciones de tierra por debajo de las ubicaciones en las que se realiza la inspección sísmica.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La invención y sus ventajas se pueden entender más fácilmente con referencia a la siguiente descripción detallada y a los dibujos anexos, en los cuales: La Figura 1 es un diagrama que muestra una geometría ejemplar de adquisición que puede ser utilizada para adquirir los datos tridimensionales de sensor sísmico de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 2A muestra un primer ejemplo de grupos angulares de campos ondulatorios primarios a un ángulo azimutal fijo de cero grados.
La Figura 2B muestra un primer ejemplo de grupos angulares de múltiples campos ondulatorios a un ángulo azimutal fijo de cero grados de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 3A muestra un segundo ejemplo de grupos angulares de campos ondulatorios primarios a un ángulo azimutal fijo de cero grados.
La Figura 3B muestra un segundo ejemplo de grupos angulares de múltiples campos ondulatorios a un ángulo azimutal fijo de cero grados de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 4A muestra un tercer ejemplo de grupos angulares de campos ondulatorios primarios a un ángulo azimutal fijo de cero grados.
La Figura 4B muestra un tercer ejemplo de grupos angulares de múltiples campos ondulatorios a un ángulo azimutal fijo de cero grados de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 5A muestra un cuarto ejemplo de grupos angulares de campos ondulatorios primarios a un ángulo azimutal fijo de noventa grados.
La Figura 5B muestra un cuarto ejemplo de grupos angulares de múltiples campos ondulatorios a un ángulo azimutal fijo de noventa grados de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 6A muestra un quinto ejemplo de grupos angulares de campos ondulatorios primarios a un ángulo azimutal fijo de noventa grados.
La Figura 6B muestra un quinto ejemplo de grupos angulares de múltiples campos ondulatorios a un ángulo azimutal fijo de noventa grados de acuerdo con una modalidad de la invención.
‘ La Figura 7A muestra un sexto ejemplo de grupos angulares de campos ondulatorios primarios a un ángulo azimutal fijo de noventa grados.
La Figura 7B muestra un sexto ejemplo de grupos angulares de múltiples campos ondulatorios a un ángulo azimutal fijo de noventa grados de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 8A es un diagrama de flujo que muestra un procedimiento teenológico de formación de imagen sísmica de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 8B es un diagrama de flujo que muestra un procedimiento teenológico de formación de imagen sísmica de acuerdo con otra modalidad de la invención.
La Figura 9A muestra una imagen de acumulación de poste en línea después de acumular grupos angulares de campos ondulatorios primarios.
La Figura 9B muestra una imagen de acumulación de poste en línea después de acumular grupos angulares de múltiples campos ondulatorios de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 10A muestra un corte de profundidad de acumulación de poste después de acumular grupos angulares de campos ondulatorios primarios.
La Figura 10B muestra un corte de profundidad de acumulación de poste después de acumular grupos angulares de múltiples campos ondulatorios de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 11 es un diagrama esquemático que representa una trayectoria de un campo ondulatorio primario ejemplar.
La Figura 12 representa un diagrama esquemático que representa trayectorias de dos múltiples campos ondulatorios ejemplares además del campo ondulatorio primario ejemplar de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 13 muestra en vista plana una disposición ejemplar para la adquisición de datos geofísicos de acuerdo con una modalidad de la invención.
La Figura 14 muestra un ejemplo simplificado de un aparato computacional que se puede usar al realizar los pasos del procesamiento de acuerdo con una modalidad de la invención.
Aunque la invención se describirá en relación con una o más modalidades, se entenderá que la invención no está limitada a éstas. Por el contrario, la invención está prevista para cubrir todas las alternativas, modificaciones y equivalentes que pueden ser incluidos dentro del alcance de la invención, como se define por las reivindicaciones anexas.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Es un objetivo de la formación de imagen sísmica producir imágenes de calidad de los subsuelos de la Tierra. Estas imágenes del subsuelo pueden ser interpretadas para identificar estructuras y composición potenciales de formación rocosa subterránea. Tal conocimiento de las estructuras subterráneas potenciales es muy útil para identificar y producir hidrocarburos eficientemente.
Un problema en los métodos convencionales de la formación de imagen sísmica es la calidad y la certeza limitadas de las imágenes sísmicas.
La descripción presente proporciona procedimientos teenológicos que pueden mejorar la calidad y la certeza de tales imágenes.
La formación de imagen sísmica convencional procesa típicamente los datos adquiridos para quitar múltiples campos ondulatorios y utiliza los campos ondulatorios primarios para generar las imágenes sísmicas. Los múltiples campos ondulatorios son acontecimientos multiplicativos vistos en secciones sísmicas. Estos acontecimientos han experimentado más de un reflejo. Son producidos en el procedimiento de recolección de datos cuando la señal no sigue una trayectoria directa desde la fuente sísmica de energía al acontecimiento geológico y por último de vuelta al sensor sísmico.
Por contraste, la descripción presente proporciona procedimientos tecnológicos que, en vez de quitar los múltiples campos ondulatorios, los utiliza para mejorar demostrablemente la calidad y la certeza de las imágenes sísmicas. La mejora demostrada en las imágenes sísmicas con la tecnica actualmente revelada puede ser debido a que los múltiples campos ondulatorios proporcionan información de reflejos subterráneos en ángulos adicionales de iluminación.
La formación de imagen sísmica convencional con campos ondulatorios primarios de datos tridimensionales de sensor sísmico genera imágenes subterráneas que utilizan reflejos del subsuelo con iluminación angular limitada. Esto es porque la iluminación angular es dependiente de densidad del disparo, que tiene como resultado una iluminación angular especialmente pobre en adquisiciones tridimensionales, especialmente en la dirección de línea de cruce (90 grados azimutales). La separación del disparo en la dirección de línea de cruce es típicamente aproximadamente 500 metros para la formación de imagen de campos ondulatorios primarios, lo que es malo para la iluminación angular a 90 grados azimutales (es decir en la dirección de la línea de cruce).
La teenica actualmente revelada aumenta efectivamente los ángulos de iluminación que son utilizados en la formación de imagen sísmica de datos tridimensionales de sensor sísmico. Esto es logrado utilizando múltiples campos ondulatorios que son quitados normalmente en la formación de imagen sísmica convencional. Puede ser considerado que esta técnica utiliza el campo ondulatorio que van hacia abajo como una fuente "aérea" secundaria (es decir distribuida) que tiene como resultado efectivamente una densidad más grande de disparo (comparada contra la densidad convencional de disparo con formación de imagen de campos ondulatorios primarios).
De acuerdo con una modalidad de la invención, los datos de múltiples campos ondulatorios pueden ser utilizados para generar grupos de imagen de dominio de ángulo (también llamados en la presente como "grupos angulares") solos o en la combinación con los datos primarios de campo ondulatorio. Como es demostrado en la presente, esta técnica puede mejorar ventajosamente la certeza y claridad en las imágenes sísmicas resultantes. Las imágenes sísmicas mejoradas entonces pueden ser utilizadas para identificar más exactamente una estructura subterránea potencial para el uso en la exploración de hidrocarburo.
La Figura 1 es un diagrama que muestra una geometría ejemplar de adquisición que puede ser utilizada para adquirir los datos tridimensionales de doble sensor de acuerdo con una modalidad de la invención. La geometría ejemplar de la adquisición mostrada es una geometría de agua profunda y anti paralela amplia de adquisición azimutal. Como sería comprendido por uno de experiencia ordinaria en la teenica con el beneficio de esta descripción, alternativas convenientes a la adquisición de datos de doble sensor serían cualquier adquisición de datos de multi-sensor que permita una separación matemática de los campos ondulatorios que van hacia arriba y campos ondulatorios que van hacia abajo.
Las áreas rectangulares en la figura 1 indican varias posiciones para un arreglo de sensores sísmicos que son remolcados en una dirección en línea (horizontal en la figura) durante la adquisición. Las posiciones del arreglo en el lado derecho están desplazadas por media anchura de arreglo en la dirección de línea de cruce (vertical en la figura) de las posiciones de arreglo en el lado izquierdo. Los rectángulos en el lado izquierdo indican posiciones de arreglo a medida que el arreglo es remolcado a la derecha, y los rectángulos en el lado derecho indican posiciones de arreglo a medida que el arreglo es remolcado hacia la izquierda.
Una fuente de energía sísmica también es remolcada, de manera que la posición relativa entre la fuente de energía sísmica y el arreglo sea constante o fija. Una posición de la fuente de ejemplo (S1) es mostrada que es una posición relativa fija delante de una posición de arreglo (A1) para remolcar a la derecha, y otra posición de fuente de ejemplo (S2) es mostrada que es una posición relativa fija delante de una posición de arreglo (A2) para remolcar a la izquierda.
El arreglo sísmico del sensor puede ser aplicado utilizando múltiples cables marinos, donde cada cable marino incluye múltiples sensores sísmicos espaciados a lo largo del cable marino. En el ejemplo ilustrado, cada cable marino puede ser de 7000 metros de largo (dirección en línea), y la distancia entre los cable marinos en las orillas superior e inferior del arreglo es 1200 metros (dirección de línea de cruce).
En este ejemplo, el desplazamiento posicional en la dirección de línea de cruce entre las posiciones de arreglo al lado izquierdo y derecho de la figura 1 es 600 metros (media anchura del arreglo de 1200 metros). Las acumulaciones y grupos angulares pueden ser obtenidos utilizando cada súper disparo (por ejemplo, con 150 metros de espaciamiento en línea entre detectores y 600 metros de línea de cruce de espaciamiento del disparo). Como sería comprendido por uno de experiencia ordinaria en la téenica con el beneficio de esta descripción, cualquier configuración ancha de arreglo azimutal puede ser propia para la adquisición de datos, inclusive las configuraciones donde el arreglo de sensor sísmico es remolcado por una trayectoria curva, e inclusive configuraciones en donde el arreglo de sensor sísmico no es remolcado, sino es situado en o cerca del fondo del mar.
A continuación, se muestra un conjunto de ecuaciones según esta descripción, en donde las ecuaciones (1.1), (1.2) y (1.3) proporcionan una formulación de los grupos de imágenes desplazadas del subsuelo (lmagenss desplazamiento)· Cada una de Ecuaciones (1.1), (1.2) y (1.3) proporciona el grupo de imágenes en el vector x = (x,y,z) de coordenada subterránea y el vector de medio desplazamiento de sensor de fuente h = (hx,hv,h:) ( tambien llamado en la presente como el "vector de desplazamiento" o el "desplazamiento").
El grupo de imágenes de desplazamiento subterráneo de la Ecuación (1.1) es calculado por correlación cruzada de los campos ondulatorios que van hacia arriba (U) y que van hacia abajo (D) en el dominio de frecuencia (co), y el grupo de imágenes de desplazamiento subterráneo de la Ecuación (1.2) es calculado por correlación cruzada de los campos ondulatorios U y D en el dominio de tiempo ( t ). El grupo de imágenes de desplazamiento subterráneo de la Ecuación (1.3) es calculado utilizando una condición de formación de imagen de deconvolución en el dominio de frecuencia (co).
Grupos de imágenes (desplazamiento subterráneo) del uso de condición de formación de imagen de correlación cruzada: _ - - Grupos de imágenes (desplazamiento subterráneo) del uso de condición de formación de imagen de deconvolución - _ - - La ecuación (2) representa la transformación del grupo de imágenes en el subconjunto de dominio de desplazamiento, Im agenss despk_to{x,K) , al grupo angular en el dominio de ángulo, lmagenángu¡0 (c,f,f). El dominio de ángulo es representado por el ángulo polar f y el ángulo azimutal f de un sistema de coordenadas esfericas.
Grupos de imágenes del dominio de desplazamiento subterráneo a dominio angular _ x={x,y,z) es la coordenada subterránea h=(hx,h h ) es la mitad de desplazamiento del receptor de fuente para generar grupos de imágenes Las figuras 2A, 3A, 4A, 5A, 6A y 7A muestran varios grupos angulares de campos ondulatorios primarios de un conjunto de ejemplo de datos sísmicos adquiridos en agua profunda, de amplio azimutal. Las figuras 2B, 3B, 4B, 5B, 6B y 7B muestran los grupos angulares correspondientes de múltiples campos ondulatorios del mismo conjunto de datos sísmicos adquiridos.
En cada una de estas figuras, el eje vertical representa la profundidad z en metros, y cada panel muestra grupos angulares en una ubicación de superficie (x, y) de una serie de profundidades. La posición horizontal (X) es variada en una manera lineal de un panel a un próximo panel. Es decir, paneles diferentes corresponden a diferentes ubicaciones de superficie (x, y).
El ángulo azimutal es fijado en 0 grados (en línea) para las figuras 2A, 2B, 3A, 3B, 4A y 4B. El ángulo azimutal es fijado en 90 grados (línea de cruce) para las figuras 5A, 5B, 6A, 6B, 7A y 7B.
Dentro de cada panel en las figuras 2A, 2B, 5A y 5B, el ángulo polar del desplazamiento varía de -70 grados en la orilla izquierda del panel (indicado por la línea "A" bajo el gráfico) a +70 grados en la orilla derecha del panel. Dentro de cada panel en las figuras 3A, 3B, 6A y 6B, el ángulo polar del desplazamiento varía de -25 grados en la orilla izquierda del panel (indicado por la línea "A" bajo el gráfico) a +25 grados en la orilla derecha del panel. Dentro de cada panel en las figuras 4A, 4B, 7A y 7B, el ángulo polar del desplazamiento varía de -70 grados en la orilla izquierda del panel a +70 grados en la orilla derecha del panel.
Una comparación entre la figura 2A y 2B muestra que las características son más finamente muestreadas y más planas en apariencia dentro de cada panel en la figura 2B. Por ejemplo, considere la característica de brillo que está aproximadamente horizontal en una profundidad de aproximadamente 2400-2800 metros en un intervalo de posiciones en línea (indicado por la línea "X" bajo el gráfico) de aproximadamente 6700-7400 metros. Se ve que esa característica de brillo se distorsiona hacia las orillas de cada panel en la figura 2A, al ser más finamente muestreada y más plana en apariencia en cada panel en la figura 2B.
Asimismo, una comparación entre la figura 3A y 3B muestra que las características son más finamente muestreadas y más planas en apariencia dentro de cada panel en la figura 3B. Por ejemplo, considere la característica de brillo que está aproximadamente horizontal en una profundidad de aproximadamente 2400-2800 metros en un intervalo de posiciones en línea (indicado por la línea "X" bajo el gráfico) de aproximadamente 6700-7400 metros. Se ve que esa característica de brillo se distorsiona hacia las orillas de cada panel en la figura 3A, al ser más finamente muestreada y más plana en apariencia en cada panel en la figura 3B.
Una vista aumentada (con un intervalo más pequeño de profundidad y menos paneles) de la misma característica de brillo es mostrada en las figuras 4A y 4B, donde un intervalo grande de ángulos es recolectado. En estas vistas aumentadas, la deformación más grande hacia las orillas del panel en la figura 4A es claramente visible con respecto a las características más planas y más finamente muestreadas dentro de los paneles de la figura 4B.
Entonces, como se muestra en las figuras 2A a 4B, los grupos angulares azimutales de cero grados (es decir en línea) de la formación de imagen de múltiples campos ondulatorios son más finamente muestreados que ésos de la formación de imagen de campos ondulatorios primario. En la dirección azimutal de 90 grados (es decir línea de cruce), la iluminación del ángulo de la formación de imagen de los campos ondulatorios primarios es aún más problemática.
En la dirección azimutal de 90 grados, la separación grande de las líneas de flotación causa un muestreo aproximado de la sub-línea; cada línea de flotación puede tener una separación de 600 metros o incluso más. Debido al espaciamiento grande de disparo, hay sólo varios ángulos escasamente distribuidos en la dirección de 90 grados azimutal. Los vacíos grandes entre ubicaciones adyacentes de fuente tanto en la dirección en línea como en la de línea de cruce causa baja resolución y escasez en los grupos de imágenes comunes. El problema de la escasez en la dirección de 90 grados azimutal es especialmente problemático cuando se forma la imagen del subsuelo superficial debajo de un fondo de agua y/o un domo de sal.
La descripción presente ofrece una solución a este problema utilizando la formación de imagen de múltiples campos ondulatorios para ventajosamente crear grupos angulares densamente poblados en la dirección de línea de cruce. Esta solución utiliza efectivamente el campo ondulatorio que va hacia abajo como una fuente secundaria distribuida (es decir como una fuente "aérea"), que es más finamente muestreada que la fuente de punto.
Semejante a las figuras 2A y 2B para el azimutal de cero grados (dirección en línea), una comparación entre la figura 5A y 5B para el azimutal de 90 grados (dirección de línea de cruce) muestra que las características son más finamente muestreadas y más planas en apariencia dentro de cada panel en la figura 5B. Por ejemplo, considere la característica de brillo que está aproximadamente horizontal en una profundidad de aproximadamente 2400-2800 metros en un intervalo de posiciones en línea (indicado por la línea "X" bajo el gráfico) de aproximadamente 6700-7400 metros. Se ve que esa característica de brillo se distorsiona hacia las orillas de cada panel en la figura 5A, al ser más finamente muestreada y más plana en apariencia en cada panel en la figura 5B.
Semejante a las figuras 3A y 3B para el azimutal de cero grados (dirección en línea), una comparación entre la figura 6A y 6B para el azimutal de 90 grados (dirección de línea de cruce) muestra que las características son más finamente muestreadas y más planas en apariencia dentro de cada panel en la figura 6B. Por ejemplo, considere la característica de brillo que está aproximadamente horizontal en una profundidad de aproximadamente 2400-2800 metros en un intervalo de posiciones en línea (indicado por la línea "X" bajo el gráfico) de aproximadamente 6700-7400 metros. Se ve que esa característica de brillo se distorsiona hacia las orillas de cada panel en la figura 6A, al ser más finamente muestreada y más plana en apariencia en cada panel en la figura 6B.
Semejante a las figuras 4A y 4B para el azimutal de cero grados (dirección en línea), vistas aumentadas (con un intervalo más pequeño de profundidad y menos paneles) de la misma característica de brillo son mostradas en las figuras 7A y 7B para el azimutal de 90 grados (dirección de línea de cruce), donde un intervalo grande de ángulos es recolectado. En estas vistas aumentadas, la deformación más grande hacia las orillas del panel en la figura 7A es claramente visible con respecto a las características más planas y más finamente muestreadas dentro de los paneles de la figura 7B.
La Figura 8A es un diagrama de flujo que muestra un procedimiento teenológico 900 de formación de imagen sísmica de acuerdo con una modalidad de la invención. El procedimiento tecnológico 900 puede mejorar la calidad limitada de imágenes sísmicas encontradas en el procesamiento convencional de datos sísmicos. La calidad y la certeza mejoradas de las imágenes sísmicas resultantes pueden ser aplicadas ventajosamente para determinar más exactamente y seguramente la ubicación y la extensión de hidrocarburos recuperables.
Por el bloque 902, los datos tridimensionales de sensor sísmico pueden ser adquiridos. De acuerdo con una modalidad, este paso puede ser aplicado utilizando la adquisición de datos de doble sensor para adquirir dos componentes medidos en los datos tridimensionales de sensor sísmico. Por ejemplo, los sensores sísmicos tridimensionales pueden incluir hidrófonos para medir la presión (P) y geófonos para medir velocidad, velocidad en particular vertical (Vz) en una superficie para registrar. Como sería comprendido por uno de experiencia ordinaria en la teenica con el beneficio de esta descripción, alternativas convenientes a la adquisición de datos de doble sensor serían cualquier adquisición de datos de multi-sensor que permita una separación matemática de los campos ondulatorios que van hacia arriba y campos ondulatorios que van hacia abajo.
Por el bloque 904, la separación de onda es realizada en los datos sísmicos. Utilizando la separación de onda, un campo ondulatorio que va hacia arriba (U) y un campo ondulatorio que va hacia abajo (D) pueden ser obtenidos de los datos de doble sensor.
Por el bloque 906, la formación de imagen de múltiples campos ondulatorios puede ser realizada. La formación de imagen de múltiples campos ondulatorios puede ser realizada extrapolando (emigrando) los datos de frontera y que van hacia arriba y que van hacia abajo y aplicando una condición de formación de imagen de deconvolución. Extrapolar los datos que van hacia arriba y que van hacia abajo de la frontera puede implicar la extrapolación de los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo de la superficie de registro a un subsuelo reflector y aplicar una condición de formación de imagen en el subsuelo reflector. La condición de la formación de imagen puede ser una condición de formación de imagen de deconvolución. Alternativamente, la condición de formación de imagen puede ser una condición de formación de imagen de correlación cruzada.
Por el bloque 908, los grupos de imágenes comunes tridimensionales se generan de la formación de imagen de múltiples campos ondulatorios. De acuerdo con una modalidad de la invención, los grupos de imágenes comunes tridimensionales pueden ser grupos angulares. Crear los grupos angulares puede implicar la formación de imagen de múltiples campos ondulatorios para un intervalo de ángulos de iluminación (es decir un intervalo de ángulos polares de los campos ondulatorios incidentes/reflejados). Los conjuntos angulares generados de múltiples campos ondulatorios son mostrados en las figuras 2B, 3B, 4B, 5B, 6B y 7B, que son descritos arriba. Alternativamente, los grupos de imágenes comunes tridimensionales pueden ser grupos de imágenes desplazadas sobre un intervalo de desplazamientos desviados.
Por el bloque 910, el ruido angular distante puede ser amortiguado (reducido) filtrando antes de acumular los grupos. En los grupos angulares de múltiples campos ondulatorios, es ventajosamente más fácil separar la señal del ruido. Esto es debido a que el ruido en su mayor parte está en ángulos distantes, lo que no es tan verdadero para los grupos angulares de campos ondulatorios primarios. Debido a la iluminación angular deficiente en los grupos angulares de los campos ondulatorios primarios, la señal y el ruido pueden ser mezclados juntos en dominio del grupo (por ejemplo, en el caso de una característica estructural de sal en la parte superior).
Por el bloque 911 , después de amortiguar el ruido angular distante, la acumulación de los grupos de imágenes comunes (en una modalidad, los grupos angulares) puede ser realizada. Esto compone una imagen acumulada.
Como es demostrado en la descripción presente, la imagen acumulada resultante tiene mejor calidad de imagen y certeza comparada contra una imagen acumulada convencional generada utilizando campos ondulatorios primarios. Un ejemplo de una imagen de acumulación de poste en línea después de acumular grupos angulares de múltiples campos ondulatorios es descrito abajo en relación con la figura 9B. Un ejemplo de un corte de profundidad de acumulación de poste después de acumular grupos angulares de múltiples campos ondulatorios es descrito abajo en relación con la figura 10B.
Por el bloque 912, la imagen acumulada puede ser utilizada para identificar la estructura subterránea potencial. El conocimiento de la estructura subterránea potencial puede ser utilizado, por ejemplo, en la exploración de hidrocarburos por el bloque 914. Es decir, la estructura subterránea potencial puede ser utilizada para determinar la ubicación y la extensión de reservas extraíbles de hidrocarburos para que tal perforación pueda ser planeada y realizada.
Por el bloque 916, además de crear y utilizar la imagen acumulada, el grupo de imágenes comunes (en una modalidad, los grupos angulares) también puede ser utilizado para la construcción de un modelo. La construcción del modelo puede ser la construcción del modelo de velocidad. Alternativamente, la construcción del modelo puede ser la construcción del modelo del parámetro anisotropía. Es decir, el modelo que determina la propagación de campos ondulatorios en las capas subterráneas puede ser ajustado o puede ser modificado basado en el grupo de imágenes comunes. El procedimiento teenológico 900 entonces puede ir al bloque 906 anterior y realizar la formación de imagen de múltiples campos ondulatorios donde la extrapolación de los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo utiliza el modelo modificado.
La Figura 8B es un diagrama de flujo que muestra un procedimiento tecnológico 950 de formación de imagen sísmica de acuerdo con otra modalidad de la invención. El procedimiento tecnológico 950 puede mejorar la calidad limitada de imágenes sísmicas encontradas en el procesamiento convencional de datos sísmicos. La calidad y la certeza mejoradas de las imágenes sísmicas resultantes pueden ser aplicadas ventajosamente para determinar más exactamente y seguramente la ubicación y la extensión de hidrocarburos recuperables.
Por el bloque 952, los datos tridimensionales de sensor sísmico pueden ser obtenidos. Por el bloque 954, los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo de los datos tridimensionales de sensor sísmico pueden ser construidos aplicando la separación del campo ondulatorio, en donde los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo incluyen múltiples campos ondulatorios.
Por el bloque 955, los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo pueden ser extrapolados a una superficie reflectora debajo de un fondo de agua. Por el bloque 956, una condición de formación de imagen puede ser aplicada en la superficie reflectora para generar imágenes que incluyen la información de los múltiples campos ondulatorios.
Por el bloque 958, los grupos angulares pueden ser construidos. Cada grupo angular puede ser construido recolectando las imágenes generadas utilizando los múltiples campos ondulatorios por un intervalo de ángulos de iluminación. Por el bloque 960, el ruido angular distante puede ser amortiguado en los grupos angulares. Por el bloque 961 , después de amortiguar el ruido angular distante, la acumulación de los grupos angulares puede ser realizada. Esto compone una imagen acumulada.
Por el bloque 962, la imagen acumulada puede ser utilizada para identificar la estructura subterránea potencial. El conocimiento de la estructura subterránea potencial puede ser utilizado, por ejemplo, en la exploración de hidrocarburos por el bloque 964. Es decir, la estructura subterránea potencial puede ser utilizada para determinar la ubicación y la extensión de reservas extraíbles de hidrocarburos para que tal perforación pueda ser planeada y realizada.
Por el bloque 966, además de crear y utilizar la imagen acumulada, un modelo que determina la propagación de campos ondulatorios en las capas subterráneas puede ser ajustado utilizando los grupos angulares para obtener un modelo ajustado. El procedimiento teenológico 950 entonces puede ir al bloque 955 anterior y realizar la extrapolación de campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo utilizando el modelo modificado.
Las figuras 9A y 9B muestran imágenes de acumulación de poste en línea despues de acumular grupos angulares de los campos ondulatorios primarios y de múltiples campos ondulatorios, respectivamente. Estas figuras proporcionan una vista en sección transversal de una región de interés debajo del piso del mar. Las flechas en estas figuras señalan a una característica de la orilla en la vista en sección transversal. Comparando las figuras 9A y 9B, se ve que la característica de orilla es substancialmente más clara y mejor definida en la figura 9B. La imagen de más alta calidad en la figura 9B facilita la determinación de la frontera de un domo de sal que reside a la izquierda de la característica de orilla.
Las figuras 10A y 10B muestran cortes de profundidad de acumulación de poste después de acumular grupos angulares de los campos ondulatorios primarios y de los múltiples campos ondulatorios, respectivamente. Estas figuras proporcionan una vista plana de una región de interés debajo del piso del mar. Las flechas en estas figuras señalan a dos características de la orilla en la vista plana. Comparando las figuras 10A y 10B, es visto que las características de orilla son substancialmente más claras y mejor definidas en la figura 10B. La imagen de más alta calidad en la figura 10B facilita la determinación de las fronteras del domo de sal que reside entre las características de orilla.
La Figura 11 es un diagrama esquemático que representa una trayectoria de un campo ondulatorio primario ejemplar. Las posiciones horizontales ilustrativas de una fuente de energía sísmica y sensores sísmicos son representadas cerca de la superficie del agua. Note que la fuente de energía sísmica y sensores sísmicos están generalmente debajo de la superficie del agua, no arriba como en la ilustración.
La trayectoria 1202 de una onda de ejemplo que viaja de la fuente de energía sísmica a una superficie horizontal "reflectora" debajo del fondo del agua es representada. La onda de ejemplo puede originarse debido a un disparo en la fuente de energía sísmica y es reflejada del reflector a uno de los sensores sísmicos cerca de la superficie del agua. El ángulo 2f es el ángulo entre las ondas incidente y reflejada. El ángulo f es el ángulo polar entre la onda incidente y la superficie normal a la superficie reflectora. El ángulo f es tambien el ángulo polar entre la superficie normal y la onda reflejada.
La geometría representada en la figura 11 ilustra por lo menos parte de la razón en cuanto a por qué el ángulo de iluminación es limitado por una téenica convencional que utiliza campos ondulatorios primarios. Como es revelado en la presente, ángulos adicionales de iluminación pueden ser proporcionados utilizando ventajosamente múltiples campos ondulatorios.
La Figura 12 representa un diagrama esquemático que representa trayectorias de dos múltiples campos ondulatorios ejemplares además del campo ondulatorio primario ejemplar de acuerdo con una modalidad de la invención. La trayectoria 1202 del campo ondulatorio primario ejemplar de la figura 11 es mostrado en la figura 12. Además, dos trayectorias de múltiples campos ondulatorios son representadas.
Una primer trayectoria de múltiples campos ondulatorios 1302 mostrada es de un campo ondulatorio que se origina debido a un disparo en la fuente de energía sísmica, es reflejada del fondo del agua, entonces es reflejada por la superficie del agua antes de viajar a la superficie reflectora debajo del fondo del agua. El campo ondulatorio entonces es reflejado de la superficie reflectora a un sensor sísmico cerca de la superficie del agua. Como es ilustrado, la primera trayectoria de múltiples campos ondulatorios 1302 tiene un ángulo más pequeño de iluminación que la trayectoria 1202 del campo ondulatorio primario reflejado.
Una segundo trayectoria de múltiples campos ondulatorios 1304 mostrada es de un campo ondulatorio que se origina debido a un disparo en la fuente de energía sísmica, es reflejada de la superficie reflectora, es entonces reflejada por la superficie del agua antes de viajar otra vez a la superficie reflectora debajo del fondo del agua. El campo ondulatorio entonces es reflejado de la superficie reflectora a un sensor sísmico cerca de la superficie del agua. Como es ilustrado, la segunda trayectoria de los múltiples campos ondulatorios 1304 tiene un ángulo más pequeño de iluminación que la primera trayectoria de los múltiples campos ondulatorios 1302.
En resumen, la ilustración en la figura 12 demuestra que la formación de imagen de múltiples campos ondulatorios puede proporcionar una diversidad más grande de ángulos de reflejo que la formación de imagen de campos ondulatorios primarios.
La Figura 13 muestra en vista plana un arreglo ejemplar para la adquisición de datos geofísicos tridimensionales de acuerdo con una modalidad de la invención. Los datos del sensor sísmicos adquiridos son tridimensionales en que incluyen los datos de los campos ondulatorios que viajan en las direcciones tanto en línea como de línea de cruce. Una embarcación de inspección sísmica 10 se mueve a lo largo de un cuerpo de agua 11 tal como un lago, u oceano, en la dirección en línea. El arreglo ilustrado prevé el remolcar una fuente de energía sísmica 14 y una pluralidad de cables marinos lateralmente separados 18 (separados en la dirección de línea de cruce).
Los cable marinos 18 pueden ser mantenidos en sus posiciones laterales y longitudinales relativas con respecto a la embarcación 10 utilizando equipo de remolque 23. Cada cable marino 18 puede incluir una pluralidad de sensores sísmicos longitudinalmente separados 20 sobre el mismo. Otros arreglos de sensor sísmicos pueden ser utilizados en otras modalidades. Como sería comprendido por uno de experiencia ordinaria en la téenica con el beneficio de esta descripción, cualquier configuración ancha de arreglo azimutal puede ser propia para la adquisición de datos, inclusive las configuraciones donde el arreglo de sensor sísmico es remolcado por una trayectoria curva, e inclusive configuraciones en donde el arreglo de sensor sísmico no es remolcado, sino es situado en o cerca del fondo del mar.
En una modalidad, cada sensor sísmico 20 pueden ser un dispositivo de doble sensor. El dispositivo de doble sensor puede incluir, por ejemplo, un sensor de presión y un sensor de velocidad vertical. Otros dispositivos de múltiple-sensor o múltiples dispositivos de único-sensor pueden ser utilizados en modalidades alternas. Como sería comprendido por uno de experiencia ordinaria en la téenica con el beneficio de esta descripción, alternativas convenientes a la adquisición de datos de doble sensor serían cualquier adquisición de datos de multi-sensor que permita una separación matemática de los campos ondulatorios que van hacia arriba y campos ondulatorios que van hacia abajo.
La embarcación 10 puede incluir un sistema de control 12a y un sistema de registro 12b. El sistema de control 12a y el sistema de registro 12b pueden ser sistemas separados que comunican datos entre sí, o pueden ser sub-sistemas de un sistema integrado. El sistema de control 12a puede ser configurado para accionar selectivamente la fuente de energía sísmica 14, mientras el sistema de registro 12b puede ser configurado para registrar las señales generadas por sensores sísmicos (por ejemplo, los sensores sísmicos 20) en respuesta a la energía sísmica impartida en el agua 11 y con lo cual en las formaciones de material subterráneo (por ejemplo, las formaciones rocosas) debajo del fondo del agua. El sistema de registro 12b se puede configurar adicionalmente para determinar y registrar las posiciones geodésicas de las fuentes de energía sísmica y de la pluralidad de sensores sísmicos en cualquier momento.
La actuación de la fuente y el registro de la señal por el arreglo del sensor sísmico pueden repetirse una pluralidad de veces mientras la embarcación se mueve por el agua. Cada disparo registrado puede incluir, para cada sensor sísmico, las señales que corresponden a la energía sísmica producida por la fuente de energía sísmica.
Los datos sísmicos obtenidos al realizar una inspección sísmica, el representante del subsuelo de la Tierra, puede ser procesado para dar información relacionada a la estructura y propiedades geológicas de las formaciones subterráneas de la tierra en el área que es inspeccionada. Los datos sísmicos procesados pueden ser procesados aún más para la presentación y el análisis de contenido potencial de hidrocarburos de estas formaciones subterráneas.
Un objetivo del procesamiento de datos sísmicos es de extraer de los datos sísmicos tanta información como sea posible con respecto a las formaciones subterráneas para formar adecuadamente imágenes del subsuelo geológico. Para identificar las ubicaciones en el subsuelo de la Tierra donde hay una probabilidad para encontrar acumulaciones de petróleo, sumas grandes de dinero son gastadas para recolectar, procesar, e interpretar los datos sísmicos. El procedimiento de construir las superficies reflectoras que definen las capas subterráneas de la tierra de interés de los datos sísmicos registrados proporciona una imagen de la Tierra a profundidad o en el tiempo.
Las imágenes de la estructura del subsuelo de la Tierra pueden ser producidas para permitir a un interprete seleccionar las ubicaciones con la probabilidad más grande de tener acumulaciones de petróleo. Para verificar la presencia de petróleo, un pozo es taladrado generalmente. Taladrar pozos para determinar si depósitos de petróleo están presentes o no, es una tarea muy costosa y consumidora de tiempo. Por eso, hay una necesidad continua de mejorar el procesamiento y la presentación de los datos sísmicos, para producir una imagen de la estructura del subsuelo de la Tierra que mejorará la capacidad de un intérprete, ya sea que la interpretación sea hecha por una computadora o un humano, para valorar la probabilidad de que una acumulación de petróleo existe en una ubicación particular en el subsuelo de la Tierra. El procesamiento y la presentación de datos sísmicos adquiridos facilitan las decisiones más exactas en si y donde taladrar, y con lo cual se reduce el riesgo de taladrar hoyos secos.
De acuerdo con una modalidad de la invención, se puede producir un producto de datos geofísicos. El producto de datos geofísicos puede incluir datos geofísicos, tales como datos de campos ondulatorios, grupos angulares, y/o imágenes acumuladas, procesadas usando la téenica divulgada en la presente y almacenadas en un medio legible por computadora, tangible y no transitorio. El producto de datos geofísicos puede producirse costa afuera (es decir, mediante el equipo en una embarcación) o en la costa (es decir, en instalaciones en tierra) ya sea dentro de los Estados Unidos o en otro país. Si el producto de datos geofísicos se produce costa afuera o en otro país, puede importarse en la costa a instalaciones en los Estados Unidos. Una vez en la costa en los Estados Unidos, se puede realizar el análisis geofísico sobre el producto de datos.
La Figura 14 muestra un ejemplo simplificado de un aparato computacional 40 que se puede usar al realizar los pasos del procesamiento de acuerdo con una modalidad de la invención. El aparato computacional 40 puede configurarse con instrucciones ejecutables para realizar los metodos de procesamiento de datos descritos en la presente. Esta figura muestra sólo un ejemplo de una computadora que se puede usar para realizar los métodos de procesamiento de datos descritos en la presente. También pueden emplearse otros tipos de computadoras, como computadoras de procesadores múltiples, computadoras de servidor, computación en la nube por medio de una red de computadoras, y así sucesivamente.
El aparato de cómputo 40 puede incluir un procesador 41, tal como aquellos de Intel Corporation de Santa Clara, California, por ejemplo. El aparato de cómputo 40 puede tener un sistema colector 43 que interconecta de forma comunicativa sus diversos componentes. El aparato de cómputo 40 puede incluir uno o más dispositivos de entrada 42 (por ejemplo, tablero, mouse), un monitor de despliegue 44 (por ejemplo, LCD, monitor de pantalla plana, CRT), una interfaz de red de cómputo 45 (por ejemplo, adaptador de red, módem) y un sistema de almacenamiento de datos que puede incluir uno o más dispositivos de almacenamiento de datos 46 (por ejemplo, disco duro, memoria en estado sólido, unidad de disco óptico, memoria USB) y una memoria principal 50 (por ejemplo, RAM).
En el ejemplo mostrado en esta figura, la memoria principal 50 incluye un código ejecutable 52 y datos 54 almacenados en el mismo. El código ejecutable 52 puede comprender componentes del código de programa legible por computadora (es decir, software) que pueden cargarse del dispositivo de almacenamiento de datos 406 a la memoria principal 50 para la ejecución por el procesador 41. En particular, el código ejecutable 52 puede ser configurado para realizar los pasos implementados por computadora en los metodos descritos en la presente.
Aunque la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, los expertos en la téenica con el beneficio de esta descripción, observarán que se pueden concebir otras modalidades que no se alejan del alcance de la invención como se describe en la presente. Por consiguiente, el alcance de la invención debe limitarse únicamente por las reivindicaciones anexas.

Claims (23)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES
1.- Un procedimiento teenológico para identificar una estructura subterránea potencial debajo de una masa de agua, el procedimiento tecnológico comprende: obtener datos tridimensionales de sensor sísmico, construir campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo de los datos tridimensionales de sensor sísmico aplicando la separación del campo ondulatorio, en donde los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo comprenden múltiples campos ondulatorios; extrapolar los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo a una superficie reflectora debajo de un fondo de agua; aplicar una condición de formación de imagen en la superficie reflectora para generar imágenes que incluyen información del múltiples campos ondulatorios; y construir grupos angulares, donde cada grupo angular es construido recolectando las imágenes generadas utilizando los múltiples campos ondulatorios por un intervalo de ángulos de iluminación.
2. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende adicionalmente: amortiguar ruido angular distante en los grupos angulares; y acumular los grupos angulares para componer una imagen acumulada para identificar la estructura subterránea potencial debajo del fondo del agua.
3. El procedimiento teenológico de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque la imagen acumulada comprende una imagen de acumulación de poste en línea.
4. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque la imagen acumulada comprende una corte de profundidad de acumulación de poste.
5. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque comprende adicionalmente: ajustar un modelo utilizando los grupos angulares para obtener un modelo ajustado; y repetir dichos pasos de extrapolación, aplicación, construcción, y acumulación, en donde dicha extrapolación utiliza el modelo ajustado.
6. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los datos tridimensionales de sensor sísmico son obtenidos utilizando una fuente de energía sísmica y un arreglo remolcado de múltiples cable marinos con una pluralidad de dispositivos de doble sensor separados en cada cable marino.
7. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado además porque una geometría anti paralelo de adquisición es utilizada para obtener los datos tridimensionales de sensor sísmico.
8. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los datos tridimensionales de sensor sísmico son obtenidos utilizando múltiples pases entre una fuente de energía sísmica y un cable marino que tiene una pluralidad de dispositivos de doble sensor separados en el mismo.
9. El procedimiento teenológico de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los datos tridimensionales de sensor sísmico incluyen por lo menos dos componentes medidos.
10. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque dichos por lo menos dos componentes medidos comprenden presión y una velocidad de partícula.
11. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo comprenden tanto campos ondulatorios primarios como múltiples campos ondulatorios.
12. El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los datos tridimensionales de sensor sísmico incluyen los datos de sensor sísmico de los campos ondulatorios que viajan tanto en línea como en línea de cruce, los múltiples campos ondulatorios son debido a acontecimientos multiplicativos que han experimentado una pluralidad de reflejos antes de la detección, y en donde los ángulos de iluminación comprenden ángulos polares de los campos ondulatorios incidentes sobre la superficie reflectora.
13. Un aparato para la formación de imagen sísmica de una estructura subterránea potencial debajo de una masa de agua, el aparato comprende: almacenamiento de datos, inclusive memoria, para almacenar código y datos legibles por computadora; un procesador configurado para ejecutar el código legible por computadora, en donde el código legible por computadora obtiene los datos tridimensionales de sensor sísmico, construye campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo de los datos tridimensionales de sensor sísmico aplicando la separación del campo ondulatorio, en donde los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo comprenden múltiples campos ondulatorios; extrapola los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo a una superficie reflectora debajo de un fondo de agua, aplica una condición de formación de imagen en la superficie reflectora para generar imágenes que incluyen información de los múltiples campos ondulatorios, y construye grupos angulares, donde cada grupo angular es construido recolectando las imágenes generadas utilizando los múltiples campos ondulatorios por un intervalo de ángulos de iluminación.
14. El aparato de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque el código legible por computadora amortigua ruido angular distante en los grupos angulares, y acumula los grupos angulares para componer una imagen acumulada para identificar la estructura subterránea potencial debajo del fondo del agua.
15. El aparato de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado además porque el código legible por computadora ajusta un modelo que utiliza los grupos de imágenes comunes para obtener un modelo ajustado; y repite la extrapolación de los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo a la superficie reflectora debajo del fondo del agua utilizando el modelo ajustado, aplicando la condición de formación de imagen en la superficie reflectora, construyendo los grupos angulares, y acumulando los grupos angulares.
16. El aparato de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque los datos tridimensionales de sensor sísmico son obtenidos utilizando una fuente de energía sísmica y un arreglo remolcado de múltiples cable marinos con una pluralidad de dispositivos de doble sensor separados en cada cable marino.
17. El aparato de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque una geometría anti paralelo de adquisición es utilizada para obtener los datos tridimensionales de sensor sísmico.
18. El aparato de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque los datos tridimensionales de sensor sísmico son obtenidos utilizando múltiples pases entre una fuente de energía sísmica y un cable marino que tiene una pluralidad de dispositivos de doble sensor separados en el miso, y en donde los datos tridimensionales de sensor sísmico incluyen por lo menos dos componentes medidos.
19. El aparato de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque los por lo menos dos componentes medidos comprenden presión y una velocidad de partícula.
20. El aparato de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo comprenden tanto campos ondulatorios primarios y como múltiples campos ondulatorios.
21. El aparato de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque los datos tridimensionales de sensor sísmico incluyen los datos de sensor sísmico de los campos ondulatorios que viajan tanto en línea como en línea de cruce, los múltiples campos ondulatorios son debido a acontecimientos multiplicativos que han experimentado una pluralidad de reflejos antes de la detección, y en donde los ángulos de iluminación comprenden ángulos polares de los campos ondulatorios incidentes sobre la superficie reflectora.
22. Al menos un medio de almacenamiento legible por computadora tangible con código ejecutable no volátil almacenado en el mismo, que cuando se ejecuta mediante uno o más procesadores, lleva a cabo los pasos que comprenden: obtener datos tridimensionales de sensor sísmico, construir campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo de los datos tridimensionales de sensor sísmico aplicando la separación del campo ondulatorio, en donde los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo comprenden múltiples campos ondulatorios; extrapolar los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo a una superficie reflectora debajo de un fondo de agua; aplicar una condición de formación de imagen en la superficie reflectora para generar imágenes que incluyen información del múltiples campos ondulatorios; y construir grupos angulares, donde cada grupo angular es construido recolectando las imágenes generadas utilizando los múltiples campos ondulatorios por un intervalo de ángulos de iluminación.
23. Un procedimiento teenológico para generar un producto de datos geofísicos, el procedimiento tecnológico comprende: obtener datos tridimensionales de sensor sísmico; construir campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo de los datos tridimensionales de sensor sísmico aplicando la separación del campo ondulatorio, en donde los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo comprenden múltiples campos ondulatorios; extrapolar los campos ondulatorios que van hacia arriba y que van hacia abajo a una superficie reflectora debajo de un fondo de agua; aplicar una condición de formación de imagen en la superficie reflectora para generar imágenes que incluyen información del múltiples campos ondulatorios; y construir grupos angulares, donde cada grupo angular es construido recolectando las imágenes generadas utilizando los múltiples campos ondulatorios por un intervalo de ángulos de iluminación. 24 El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado además porque comprende adicionalmente registrar el producto de datos geofísicos en un medio legible por computadora tangible y no volátil adecuado para importación tierra adentro. 25 El procedimiento tecnológico de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado además porque comprende adicionalmente realizar un análisis geofísico tierra adentro en el producto de datos geofísicos.
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