MXPA01002606A - Metodo mejorado de refuerzo de campo de onda dual. - Google Patents
Metodo mejorado de refuerzo de campo de onda dual.Info
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Abstract
Un metodo y sistema de refuerzo de campo de onda dual o aumento de contribuciones para cada punto de imagen en la imagen sismica puede realizarse mediante la alineacion de la energia de propagacion ascendente U y la energia de propagacion descendente D, y luego mediante la suma de U y D en el procedimiento de superposicion; un metodo de refuerzo de campo de onda dual incluye recibir datos sismicos que tienen campos de onda ascendentes y descendentes; se calculan la estatica del NMO previo y NMO posterior para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes; se determinan las velocidades de superposicion del NMO/DMO para los datos sismicos en la referencia de flotacion de campo de onda ascendente y la referencia de flotacion de campo de onda descendente; la estatica del NMO previo determinada, las velocidades de superposicion del NMO/DMO y la estatica del NMO posterior se aplican para llevar cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes a la referencia final; los campos de onda ascendentes y descendentes se suman para proveer el refuerzo de campo de onda dual.
Description
MÉTODO MEJORADO DE REFUERZO DE CAMPO DE ONDA DUAL ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a un método para reforzar un campo de onda en un ambiente de campo de onda dual, y de manera más particular, a reforzar un campo de onda en un ambiente de campo de onda dual con una desviación.
TÉCNICA ANTERIOR RELACIONADA
Los detectores de presión y velocidad se emplean para separar ondas de propagación ascendente (U), de ondas de propagación descendente (D), en un experimento sísmico. Para el caso de detectores de velocidad de presión y partículas ubicados en el fondo del agua, se describe un método en la patente de E.U.A. número 4,935,903, Sanders et al., donde las ondas de propagación descendentes pueden utilizarse para reforzar las ondas de propagación ascendentes. En este método, D es el cambio de tiempo mediante el tiempo de propagación en doble sentido vertical de la columna de agua para alinearse (en tiempo) con U. Los dos campos de onda son añadidos para producir datos reforzados de superposición previa.
El método descrito en la patente de E.U.A. número 4,935,903, titulada "refuerzo de campos de ondas sísmicas en superficies" se refiere a un sistema explorador de reflejo sísmico marino que atenúa el ruido coherente a través del refuerzo de datos de reflejo primarios mediante la adición de datos de reflejos imaginarios corregidos. El sistema descrito incluye una fuente de energía sísmica, un detector un separador de campo de onda, un elemento de cambio de tiempo y un elemento para generar una señal de salida representativa de una combinación lineal aditiva de componentes de señales imaginarias y primarias alineadas en tiempo. La salida del sistema es adecuada para procesar la superposición previa posterior, por ejemplo, corrección del NMO.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
El método anterior para reforzar los campos de onda en superficies sólo es valido para el caso de desviación cero. Este es el caso donde la fuente y los receptores ocupan el mismo espacio. Debido a la desviación, la distancia entre la fuente y el receptor, los dos campos de onda no se alinean al aplicar un simple cambio de tiempo. El método de la presente invención incluye la eliminación del plazo de desviación a través de Desalojo Normal (NMO, por sus siglas en inglés) y a través de Desalojo de Mínimo de Corriente (Dip) (DMO, por sus siglas en inglés). El uso de desalojo normal y desalojo de mínimo de corriente se aproxima al caso de desviación cero. Los dos campos de onda ahora pueden ser modificados en tiempo en alineación y ser añadidos para producir una imagen superpuesta reforzada. La presente invención provee un método de refuerzo de campo de onda dual o un método para aumentar las contribuciones a cada punto de imagen en la imagen sísmica mediante la alineación de la energía de propagación ascendente, U, y la energía de propagación descendente, D, y luego mediante la suma de U y D en el procedimiento de superposición. El método de la presente invención de refuerzo de campo de onda dual incluye datos sísmicos de recepción que tienen campos de onda ascendentes y descendentes. Los campos de onda ascendentes están separados de los campos de onda descendentes. Se calcula la estática del NMO previo y del NMO posterior para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes. La estática del NMO previo se aplica a cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes. Las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos se determinan en una referencia de flotación de campo de onda ascendente. Mediante el uso de una diferencia entre la referencia de flotación de campo de onda ascendente y la referencia de flotación de campo de onda descendente y las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente pueden determinarse las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en un dato de flotación de campo de onda descendente. Se aplican las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en la referencia de flotación de campo de onda ascendente y la referencia de flotación de campo de onda descendente. La estática del NMO posterior determinada se aplica para llevar cada campo de onda ascendente y descendente hasta la referencia final. Los campos de onda ascendentes y descendentes se suman para proveer un refuerzo de campo de onda dual.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La figura 1 es un dibujo que ilustra la energía de reflejo atrapada desde la sub-superficie atrapada en una columna de agua entre la superficie de agua y el fondo del agua. La figura 2 es un esquema que ilustra la diferencia de tiempo entre los campos de onda ascendentes y descendentes provocados por la desviación. La figura 3 es un esquema que ilustra la determinación de la estática de referencia. La figura 4 es un esquema que ilustra la determinación de ecuaciones de tiempo de propagación para datos dependientes de la desviación. La figura 5 es una representación gráfica de una hipérbola de tiempo de propagación. La figura 6 es una representación gráfica de una hipérbola de tiempo de propagación con un cambio de tiempo lineal aplicado.
La figura 7 es una representación gráfica de una hipérbola de tiempo de propagación con una corrección de tiempo de propagación aplicada. La figura 8 es una representación gráfica de una hipérbola de tiempo de propagación con una corrección de tiempo de propagación aplicada y con un cambio de tiempo lineal aplicado. La figura 9 es un diagrama de flujo simplificado del método de la presente invención. La figura 10 es un diagrama de flujo que ¡lustra con mayor detalle el bloque de alineación 16 de la figura 9. La figura 11 es un trazo sísmico que ilustra la superposición de onda ascendente. La figura 12 es un trazo sísmico que ilustra la superposición de onda descendente. La figura 13 es un trazo sísmico que ilustra una superposición reforzada que suma las superposiciones de onda ascendentes y descendentes. La figura 14 es un trazo sísmico que ilustra una porción de la superposición de onda ascendente de la figura 11. La figura 15 es un trazo sísmico que ilustra una porción de la superposición reforzada que suma las superposiciones de onda ascendentes y descendentes de la figura 13.
i . ^ La figura 16 es un diagrama de bloque de un sistema que puede emplearse para realizar el método representado en los diagramas de flujo de las figuras 9 y 10.
DESCRIPCIÓN DE LA MODALIDAD PREFERIDA
Los detectores de velocidad de presión y partículas en el fondo del agua pueden emplearse para separar campos de onda de propagación ascendentes de campos de onda de propagación descendentes de polaridad inversa, como lo demuestra la patente de E.U.A. No. 5,754,492 expedida a
Starr. La figura 1 ilustra una onda plana y sus reverberaciones atrapadas en la columna de agua. La energía de reflejo se propaga a través de la subsuperficie y se registra mediante los detectores que se encuentran en el fondo del agua. La energía de reflejo entonces queda atrapada en la columna de agua, donde se refleja ¡da y vuelta entre la superficie del agua y el fondo del agua. En la ilustración, la superficie del agua tiene un coeficiente de reflejo de -1 y el fondo del agua tiene un coeficiente de reflejo de r. Las respuestas de presión y velocidad a las reverberaciones de agua en la forma de una transformación Z, son: P(Z)=Z° - (1 +r)Z1 - r(1 +r)Z2 - 1^(1 +r)Z3 + ••-•• V(Z) = Z° -(l + r)Z1 +r(l + r)Z2 -r2(l -r)Z3 +...- cosT
donde: P = Presión
V = Velocidad parcial
Z = e/?t
a = impedancia
T = ángulo de incidencia
r = Coeficiente de reflejo del fondo del agua
t = tiempo de propagación en doble sentido a través de la
columna de agua
2d vcosT
donde
d = profundidad vertical del agua v = velocidad acústica El cálculo de la progresión geométrica infinita del operador de reverberaciones produce:
(l - r)Z P(Z) = 1 + 1 + rZ
a v(Z) = ?-(1-r)z cosT 1 + rZ
1 + Z (4) 1 + rZ
La suma de las ecuaciones 3 y 4 produce el campo de onda ascendente U(Z) y la resta (3) de (4) produce el campo de onda descendente de polaridad invertida D(Z).
a V(Z) + P(Z) cosT
1 + Z 1-Z + • 1 + rZ 1 + rZ
1 1 + rZ
a V(Z)-P(Z) cosT
1 + Z 1-Z + • 1 + rZ 1 + rZ 1 + rZ
Para el caso dimensional, la diferencia entre U(Z) y D(Z) es el tiempo de propagación de doble sentido a través de la columna de agua Z. Ahora respecto a la figura 2, se presenta una ilustración de cómo la desviación efectúa la diferencia de tiempo entre U y D. Una fuente sísmica se enciende en la columna de agua en el punto A. La onda sísmica sigue la trayectoria de rayo AB, donde se refleja una capa de sub-superficie I, luego sigue la trayectoria BC al fondo del agua H, donde la registra un receptor ubicado en el punto C. La energía sísmica que sigue la trayectoria del rayo ABC es la onda de propagación ascendente U, descrita con anterioridad. Otra porción del frente de la onda sigue la trayectoria del rayo ADE, donde refleja la interfaz de agua/aire G, luego se propaga a lo largo de la trayectoria del rayo EC al receptor ubicado en C. La energía sísmica que sigue la trayectoria del rayo ADEC es la onda de propagación descendente registrada en el punto C. La onda de propagación descendente de polaridad invertida D, como ya se describió, tiene una trayectoria de rayo aparente ADF. Esta trayectoria de rayo es equivalente a una trayectoria de rayo registrada en el punto de imagen F a lo largo de un fondo de agua imaginario J. La diferencia de tiempo de propagación entre la trayectoria del rayo ADF y ABC es el tiempo adicional que requiere ADF para propagarse a través de la capa de agua. Esta diferencia de tiempo cambia con la desviación. Como resultado, para alinear los sucesos registrados a partir de una multiplicidad de receptores en la superficie H con aquéllos en la superficie J, debe hacerse una corrección para la dependencia de desviación. Esto puede llevarse a cabo aplicando las correcciones apropiadas para simular la desviación cero (NMO y DMO) a la energía registrada a lo largo de H y J antes de corregir el tiempo de propagación vertical entre cada receptor en H y su receptor imaginario correspondiente en J. Además, debe considerarse la estática de referencia. Dado que la fuente y los receptores no tienen la misma elevación, debe calcularse y aplicarse la estática de referencia de NMO previo y NMO posterior. Esto se aproximará a un experimento donde la fuente y el receptor están en la misma superficie o referencia. La estática de referencia compensa el tiempo de propagación vertical en un solo sentido de la descarga y el receptor a la superficie de referencia. En este caso, la superficie de referencia es la superficie del agua. La figura 3 provee una vista plana de cómo se determina la estática de referencia. El tiempo de propagación de un solo sentido de la descarga A(S) es la distancia vertical de A a la superficie G dividida por la velocidad del agua (por lo común 1 ,500 metros por segundo). El tiempo de propagación de un solo sentido del receptor C(Ru) es la distancia vertical entre el punto C y la superficie G dividida por la velocidad del agua. Este es el mismo tiempo de propagación en un solo sentido para el punto receptor F(Rd), dado que F y C son la misma distancia desde la superficie G.
La estática total Tu requerida para cambiar los datos de propagación ascendente que se registran en el punto C a la referencia G es:
Tu = S + Ru donde Tu es la estática total, S es la estática de descarga, y Ru es la estática del receptor para U. La estática total Td, requerida para cambiar los datos de propagación descendente que se registran en el punto F a la referencia G es: donde Td es la estática total, S es la estática de descarga, y Rd es la estática del receptor para D. La estática del NMO posterior es la estática total promedio para todos los trazos que comparten la misma ubicación de punto medio. Para una ubicación de punto medio determinada, la estática CDP MEAN es:
CDPMEANU = "*- "
Y
CDPMEANd = ^ " ?JT rf Para U y D respectivamente, n es el número de trazos que contribuyen a la ubicación de punto medio. La estática de CDP MEAN es la estática requerida para llevar el trazo desde la "referencia de flotación" a la referencia final. La referencia de flotación es la referencia donde todos los trazos que contribuyen a una ubicación de punto medio tienen la descarga y el receptor en la misma referencia, pero requieren un ajuste mínimo de estática desde las referencias registradas. El ajuste de estática para llevar un trazo desde la referencia registrada a la referencia de flotación es la estática del NMO previo o ESTÁTICA RESIDUAL. Con la aplicación de la estática del NMO previo antes del NMO, y la estática del NMO posterior después del NMO, la ecuación se cumple. Esta ecuación asume que la descarga y el receptor están en la misma referencia plana. La naturaleza de hipérbola de los datos no se distorsiona que sería el caso de haber aplicado los ajustes de referencia finales antes del NMO. La estática del NMO previo se calcula utilizando las siguientes fórmulas:
ESTÁTICA RESIDUALU = Tu - CDP MEANU
ESTÁTICA RESIDUALd = Td - CDP MEANd Con la aplicación de la estática del NMO previo para la energía
de propagación ascendente y descendente en la figura 2, los tipos de datos se han llevado a las referencias de flotación respectivas, como se ilustra en la
figura 4. En la figura 4, se ilustran las bases para las ecuaciones de tiempo de propagación para datos dependientes de la desviación. Estas ecuaciones se definen en Exploration Seismology, volumen, 1 página 80 (Sheriff et al., 1981 ). Estas ecuaciones pueden volver a definirse para
describir la energía de propagación ascendente a lo largo de la trayectoria ABC y la energía de propagación descendente a lo largo de la trayectoria DBF
(tu y td respectivamente). 2 X 2 t = — + t u _ 2 Ou
X t = -— + t d 2 Od
2h donde: t = + t Ou v Ou
2h t = - Od h = profundidad a reflector x = desviación horizontal v= velocidad Estas ecuaciones ¡lustran los tiempos de propagación de las dos trayectorias de rayo que serán una función no lineal de desviación, profundidad a reflector y velocidad. En consecuencia, las correcciones del tiempo de propagación deben aplicarse a través de las ecuaciones de los NMO/DMO antes de poder aplicar un cambio de tiempo lineal (estática del NMO posterior) para alinear los datos registrados. La velocidad empleada para aplicar el tiempo de propagación se basa en el cambio de tiempo ?t, que se requiere para corregir el tiempo dependiente de la desviación a tiempo t0, (velocidades de superposición). Dado que t0u y toa no son las mismas, se requieren velocidades de superposición únicas para la energía de propagación ascendente contra la energía de propagación descendente. Ahora con respecto a la figura 5, se ilustran las hipérbolas del tiempo de propagación para la energía de propagación ascendente U y la energía de propagación descendente D. En esta figura la y-intersección es t0. En la figura 6, un cambio de tiempo lineal requerido para alinear t0d y t0u se aplica a las hipérbolas de tiempo de propagación de la figura 5. El cambio de tiempo lineal requerido para alinear t0d y t0u no alinea los datos en ningún otro lugar a lo largo de las hipérbolas, excepto en la y-intersección. En la figura 7, los datos dependientes de la desviación se corrigen a t0. Al hacer esto, los
- '- **** - - -*-«-8- datos entonces pueden alinearse con un cambio de tiempo lineal que comprende la diferencia entre t0u y tod, como se ilustra en la figura 8. La figura 9 es un diagrama de flujo simplificado del método de la presente invención. En el bloque 12 se reciben los datos sísmicos. Estos datos contienen energía o campos de onda ascendentes y descendentes. En el bloque 14, los datos se separan en campos de onda ascendentes U y descendentes D. Este procedimiento puede realizarse mediante cualquier método conocido en la técnica, como el uso de campos de onda detectados a partir de detectores de presión y velocidad para separar ondas de propagación ascendentes (U) de ondas de propagación descendentes (D) mediante software después de adquirir los datos. En el bloque 16, los datos separados se procesan posteriormente para alinear las ondas de propagación ascendentes (U) y las ondas de propagación descendentes (D). Una vez que las ondas ascendentes y descendentes están alineadas, los dos conjuntos de datos se suman en el bloque 18. Los campos de onda reforzados que se suman en el bloque 18 pueden aparecer en el bloque 20 a través de cualquier medio convencional conocido en la técnica, como un monitor, un sismograma en copia dura, etc. La figura 10 es un diagrama de flujo que ilustra con mayor detalle la alineación del bloque 16 de la figura 9. Los datos separados del bloque 14 son bifurcados y en un principio se procesan en dos trayectorias paralelas, una para campos de onda ascendentes y otra para campos de onda descendentes. Los datos separados se introducen en los bloques 22 y 24, donde la estática del NMO previo se determina para campos de onda ascendentes y campos de onda descendentes, respectivamente. En los bloques 26 y 28, la estática del NMO previo se aplica para campos de onda ascendentes y descendentes, respectivamente. En este punto se detienen los procesamientos paralelos. En el bloque 30, los datos se reciben del bloque 26 y se determinan las velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda ascendentes. En el bloque 32 se obtiene el diferencial de referencia del campo de onda ascendente y del campo de onda descendente. Este diferencial se combina con la determinación del bloque 30 en el bloque 34 para llegar a las velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda descendentes. En este punto se reanudan los procesamientos paralelos para campos de onda ascendentes y campos de onda descendentes. En los bloques 36 y 38 se aplican las velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda ascendentes y las velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda descendentes, respectivamente. En los bloques 40 y 42 se determina la estática del NMO posterior para campos de onda ascendentes y para campos de onda descendentes, respectivamente. En los bloques 44 y 46 se aplica la estática del NMO para campos de onda ascendentes y para campos de onda descendentes, respectivamente. En el bloque 18, los datos de la trayectoria que incluye los bloques 22, 26, 30, 36, 40 y 44 se suman con los datos de la trayectoria que incluye los bloques 24, 28, 32, 34, 38, 42 y 46; esto provee una superposición reforzada de datos que pueden desplegarse en el bloque 20. La figura 11 es un trazo sísmico que ilustra la superposición de onda ascendente. La figura 12 es un trazo sísmico que ilustra la superposición de onda descendente. La figura 13 es un trazo sísmico que ilustra una superposición reforzada que suma las superposiciones de onda ascendentes y descendentes. Puede verse con facilidad que los trazos sísmicos en la figura 13 están más limpios y son más distintivos que en la figura 12 o figura 13. La figura 14 es un trazo sísmico que ¡lustra una porción de la superposición de onda ascendente de la figura 11. En esta figura, los trazos sísmicos se ilustran con mayor detalle. La figura 15 es un trazo sísmico que ¡lustra una porción de la superposición reforzada que suma las superposiciones de onda ascendentes y descendentes de la figura 13. En la comparación de la figura 15 con la figura 14 puede verse con facilidad la mayor claridad y distinción de la figura 15 sobre la figura 14. La figura 16 es un diagrama de bloque de un sistema que puede emplearse para utilizar el método de la presente invención. En el bloque 62 se reciben los datos sísmicos. Estos datos contienen energía o campos de onda ascendentes y descendentes. Los datos sísmicos pueden recibirse a través de cualquier método empleado por lo regular en la técnica. El bloque 62 puede incluir detectores de pulsos sísmicos que reciben los pulsos acústicos sísmicos directamente o pueden recibir una cinta de señales sísmicas grabadas, etc.
-1 En el bloque 64 se separan los datos en los campos de onda ascendentes U y descendentes D. Este procedimiento puede realizarse mediante cualquier método conocido en la técnica, como el uso de campos de onda detectados a partir de detectores de presión y velocidad para separar ondas de propagación ascendentes (U) de ondas de propagación descendentes (D) matemáticamente mediante software después de adquirir los datos, o mediante cintas separadas de diferentes tipos de detectores o métodos similares. En un medio de alineación 66, los datos separados se procesan posteriormente para alinear las ondas o campos de onda de propagación ascendentes U y las ondas o campos de onda descendentes D. En el medio para sumar 68, se suman los datos alineados de campos de onda ascendentes y campos de onda descendentes. De esta manera se provee una superposición reforzada de datos, la cual puede desplegarse en una pantalla 70. La pantalla 70 puede ser cualquier tipo utilizando actualmente en la técnica, como un sismograma, pantalla con tubo de rayos catódicos, pantalla de cristal líquido, etc. El medio de alineación 66 puede lograrse mediante un dispositivo de configuración electrónica, como una computadora digital. Como tal, el medio de alineación 66 es para incluir algunos o todos los circuitos siguientes. El medio de alineación 66 puede incluir, por ejemplo, un medio 72 para determinar la estática del NMO previo para campos de onda ascendentes y campos de onda descendentes. También puede incluirse un
^*^^^^^ -»^^^* ^^^^^^^^^^^g^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^í^^^-^ A¿^^a^I^I^^^^^ medio 74 para aplicar la estática del NMO previo para campos de onda ascendentes y campos de onda descendentes, respectivamente. También se provee un medio 76 para determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda ascendentes. En el medio de alineación 66 se obtiene un diferencial de referencia de campo de onda ascendente y campo de onda descendente en el medio 78. Este diferencial se combina con las velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda ascendentes para llegar a las velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda descendentes en el medio 80. El medio de alineación 66 también incluye un medio 82 para aplicar las velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda ascendentes y velocidades de superposición del NMO/DMO para campos de onda descendentes. Le medio de alineación 66 también puede incluir el medio 82 para determinación y un medio 84 para aplicar la estática del NMO posterior para campos de onda ascendentes y para campos de onda descendentes. Como ya se describió, la presente invención provee un método de refuerzo de campo de onda dual o un método para aumentar las contribuciones para cada punto de imagen en la imagen sísmica mediante la alineación de la energía de propagación ascendente U y la energía de propagación descendente D, y luego mediante la suma de U y D en el procedimiento de superposición. En el uso del método de la presente invención de refuerzo de campo de onda dual, los campos de onda ascendentes se separan de los campos de onda descendentes. En la
a ^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^^g^^s?^jijjr^^^^^J^^w^ modalidad preferida, los dos conjuntos de datos se alinean primero calculando y luego aplicando la estática del NMO previo y del NMO posterior para cada unos de los campos de onda ascendentes y descendentes. En un paso de alineación posterior se determinan las velocidades de superposición del NMO/DMO para datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente. Con el uso de una diferencia entre la referencia de flotación de campo de onda ascendente y descendente y las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación campo de onda ascendente pueden determinarse las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda descendente. Se aplican las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en la referencia de flotación de campo de onda ascendente y descendente. En el paso de alienación final se aplica la estática del NMO posterior para llevar cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes a la referencia final. Los campos de onda ascendentes y descendentes se suman para proveer refuerzo de campos de onda dual. Si bien se ha ilustrado y descrito una modalidad particular de la presente invención, se apreciará que los expertos en la técnica pensarán en numerosos cambios y modificaciones, y en las reivindicaciones anexas se tiene el propósito de abarcar todos esos cambios y modificaciones que caen dentro del espíritu y alcance de esta invención.
Claims (1)
- NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES 1.- Un método de refuerzo de campo de onda dual que comprende: recibir datos sísmicos que tienen campos de onda ascendentes y descendentes; separar dichos campos de onda descendentes de los campos de onda descendentes; alinear los campos de onda ascendentes y los campos de onda descendentes, e incluso compensar la dependencia de la desviación; sumar dichos campos de onda ascendentes alineados y los campos de onda descendentes alineados. 2 - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque dicha alineación incluye: determinar la estática del NMO previo para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes; aplicar la estática del NMO previo, determinada para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes. 3.- El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque la alineación incluye: determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente. 4.- El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado además porque dicha alineación también incluye: determinar una diferencia ente la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente; y combinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para dichos datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente y dicha diferencia entre la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente para determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para dichos datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda descendente. 5.- El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque la alineación también incluye: aplicar las velocidades de superposición del NMO/DMO para dichos datos sísmicos en la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente. 6.- El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque la alineación también incluye: determinar la estática del NMO posterior para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes; y aplicar la estática del NMO posterior determinada para llevar cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes a la referencia final. 7.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la alineación incluye: determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente. 8.- El método e conformidad con la reivindicación 7, caracterizado además porque la alineación también incluye: determinar una diferencia entre la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente; y combinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación del campo de onda ascendente y dicha diferencia entre la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente para determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para dichos datos sísmicos en una referencia de flotación del campo de onda descendente. 9.- El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado además porque la alineación también incluye: aplicar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente. 10.- El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque la alineación también incluye: determinar la estática del NMO posterior para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes; y aplicar la estática del NMO posterior, determinada para llevar cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes a la referencia final. 11.- Un método de refuerzo de campo de onda dual que comprende: recibir datos sísmicos que tienen campos de onda ascendentes y descendentes; separar dichos campos de onda ascendentes desde los campos de onda descendentes; determinar una estática del NMO previo y del NMO posterior para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes; aplicar la estática del NMO previo determinada para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes; determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente; determinar una diferencia entre la referencia de flotación del campo ascendente y la referencia de flotación del campo descendente; combinar dichas velocidades de superposición NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente y la diferencia entre la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente para determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación del campo de onda descendente; aplicar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente; aplicar la estática del NMO posterior determinada para llevar cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes a la referencia final; y sumar los campos de onda ascendentes y descendentes. 12.- Un método para alinear los datos de energía sísmica ascendente y descendente que comprende: determinar la estática del NMO previo para los campos de onda ascendentes y descendentes que representan energía sísmica ascendente y descendente; aplicar la estática del NMO previo a los campos de onda ascendentes y descendentes; determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para una referencia de flotación del campo de onda ascendente y una referencia de flotación del campo de onda descendente; aplicar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente; determinar la estática del NMO posterior para el campo de onda ascendente y descendente; y aplicar la estática del NMO posterior determinada para llevar cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes a una referencia final. 13.- El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado además porque las velocidades de superposición del NMO/DMO determinante incluyen: determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para la referencia de flotación del campo de onda ascendente; determinar una diferencia entre la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente; y combinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos de energía sísmica en la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la diferencia entre la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente para determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para la referencia de flotación del campo de onda descendente. 14.- Un sistema de refuerzo de campo de onda dual que comprende: recibir medios para recibir datos sísmicos que tienen campos de onda ascendentes y descendentes; distinguir medios para separar los campos de onda ascendente de los campos de onda descendente; medios para alinear los campos de onda ascendentes y los campos de onda descendente;-medios para sumar los campos de onda ascendente alineados y los campos de onda descendentes alineados. 15.- El sistema de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado además porque el medio para alineación incluye: medios para determinar la estática del NMO previo determinada para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes. 16.- El sistema de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado además porque el medio para alineación también incluye: medios para d€iterminar velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación del campo de onda ascendente. 17.- El sistema de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado además porque el medio para alineación también incluye: medios para determinar una diferencia entre la referencias de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente; y medios de adición para combinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación del campo de onda ascendente y la diferencia entre la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente para determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación del campo de onda descendente. 18.- El sistema de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque el medio para alineación también incluye: medios para aplicar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en la referencia de flotación del campo de onda ascendente y la referencia de flotación del campo de onda descendente. 19.- El sistema de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque el medio para alineación también incluye: medios para determinar la estática NMO posterior para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes; y medios para aplicar la estática del NMO posterior determinada para llevar cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes a la referencia final. 20.- El sistema de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado además porque el medio para alineación incluye: medios para determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para dichos datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente. 21- El sistema de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado además porque el medio para alineación también incluye: medios para determinar una diferencia entre la referencia de flotación de campo de onda ascendente y la referencia de flotación de campo descendente; y medios para combinar las velocidades de superposición del »j-CJ» . ?«jj.. - »- : -«a A-^r, NMO/DMO para dichos dat© sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda ascendente y la diferencia entre la referencia de flotación de campo de onda ascendente y la referencia de flotación de campo de onda descendente para determinar las velocidades de superposición del NMO/DMO para los datos sísmicos en una referencia de flotación de campo de onda descendente. 22.- El sistema de conformidad con la reivindicación 21 , caracterizado además porque el medio para alineación también incluye: medios para aplicar las velocidades de superposición del NMO/DMO para dichos datos sísmicos en la referencia de flotación de campo de onda ascendente y la referencia de flotación de campo de onda descendente. 23.- El sistema de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque el medio para alineación también incluye: medios para determinar la estática del NMO para cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes; y medios para aplicar la estática del NMO posterior determinado para llevar cada uno de los campos de onda ascendentes y descendentes a la referencia final.
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