MXPA04000857A - Metodo para procesar datos sismicos de sensor doble para atenuar ruido. - Google Patents

Abstract

Se describe un metodo para procesar datos sismicos a partir de sensores de presion dispuestos concurrentemente registrados y geofonos; los datos sismicos son procesados al determinar primero un campo de onda ascendente y un campo de onda descendente en los datos sismicos; luego se aplica la sustraccion adaptiva a por lo menos uno del campo de onda ascendente y el campo de onda descendente para remover el ruido de la senal; en modalidades alternativas, el campo de onda ascendente se puede utilizar como un modelo de ruido para el campo de onda descendente o el campo de onda descendente se puede utilizar como un modelo de ruido para el campo de onda ascendente.

Description

METODO PARA PROCESAR DATOS SISMICOS DE SENSOR DOBLE PARA ATENUAR RUIDO ANTECEDENTES DE LA INVENCION CAMPO DE LA INVENCION Esta invención se refiere de manera general al campo de exploración geofísica. En particular, la invención se refiere al campo de procesamiento de datos sísmicos. De manera específica, la invención es método para atenuar ruido en datos sísmicos de sensor doble.

DESCRIPCION DE LA TECNICA RELACIONADA En el campo de la exploración geofísica, el conocimiento de la estructura subsuperficial de la tierra es útil para encontrar y extraer valiosos recursos minerales, tales como petróleo y gas natural. Una herramienta bien conocida de exploración geofísica es un estudio sísmico. Un estudio sísmico transmite ondas acústicas emitidas a partir de fuentes de energía adecuadas hacia la tierra y recolecta las señales reflejadas utilizando una disposición de receptores. Luego, se aplican técnicas de procesamiento de datos sísmicos a los datos recolectados para estimar la estructura subsuperficial.

En un estudio sísmico, la señal sísmica es generada al impartir una señal acústica hacia la tierra desde o cerca de la superficie de la tierra, la cual luego se desplaza hacia abajo hacia la subsuperficie de la tierra. La señal acústica también se puede desplazar hacia abajo a través de un cuerpo de agua en un estudio sísmico marino. Las fuentes de energía sísmicas adecuadas utilizadas para impartir la señal acústica pueden incluir explosivos o vibradores en tierra y pistolas de aire o vibradores marinos en estudios sísmicos marinos. Cuando la señal acústica encuentra un reflector sísmico, una interfaz entre dos estratos subsuperficiales que tienen diferentes impedancias acústicas, una porción de la señal acústica es reflejada de vuelta a la superficie, en donde la energía reflejada es detectada por un receptor sísmico. Diferentes tipos de receptores sísmicos detectan y miden la amplitud de diferentes aspectos físicos de las ondas sísmicas pasantes. Los receptores sísmicos adecuados pueden incluir detectores de velocidad de partícula en tierra y detectores de presión de agua en agua. Algunas veces, se utilizan detectores de movimiento de partículas o de aceleración de partículas en lugar de detectores de velocidad de partículas. Tanto las fuentes sísmicas como los receptores sísmicos pueden ser desplegados de manera individual, o más comúnmente, en disposiciones. En zonas intermedias entre tierra y agua profunda, tales como tierra húmeda o agua poco profunda, con frecuencia se utilizan hidrófonos y geófonos juntos, se disponen en pares, y se colocan sobre el piso del cuerpo de agua. Este procedimiento es comúnmente llamado un estudio por cable del fondo del océano o un estudio de bahía mediante cable. Los datos sísmicos del fondo del océano con sensor doble con frecuencia contienen sustancialmente más ruido coherente que los datos sísmicos solamente con hidrófono. Este ruido coherente puede ser atribuido a modos de ondas dispersivas y de ondas parásitas atrapadas o guiadas (algunas veces referidas como ondas de torsión u ondas S parásitas). El geófono es aun más sensible a estos tipos de ruido coherente que el hidrófono. Este hecho ha sido utilizado en algunos métodos conocidos en la técnica para atenuar ruido de ia señal del geófono. Sin embargo, existen otros tipos de ruido contenido en datos sísmicos de sensor doble típico. Estos tipos de ruido incluyen, pero no se limitan a reflejos múltiples tales como reverberación de columna de agua, ruido transitorio, y efectos ocasionales por diferencias en acoplamiento del receptor. Existe un número de métodos conocidos en la técnica para atenuar dicho ruido, que utilizan las diferencias entre las señales del hidrófono y geófono. Por ejemplo, Dragoset, Jr., W. H., en la patente de E.U.A. No. 5,365,492, "Method for Reverberaron Suppression", expedida el 15 de Noviembre de 1994, describe un método para suprimir reverberaciones de columna de agua en datos sísmicos a partir de estudios por cable de fondo del océano de sensor doble. Las señales de presión y velocidad con ruido incrustado son detectadas de manera concurrente a partir de sensores dobles dispuestos. La señal de presión es filtrada de manera adaptiva y sustraída de la señal de velocidad para aislar una firma de ruido. La firma de ruido se agrega de vuelta a la señal de velocidad con polaridad opuesta para dar una señal de velocidad libre de ruido. La señal de velocidad libre de ruido es multiplicada por un factor de escala y agregada a la señal de presión. El total es autocorrelacionado y se calcula una función, referida como una función varimax, para el total autocorrelacionado. El factor de escala se incrementa y el procedimiento se repite hasta que la función varimax se acerca a la unidad. Esto produce el factor de escala óptimo para suprimir reverberaciones de columna de agua. Dragoset, Jr., W.H. y Chambers, R. E., en la patente de E.U.A.

No. 5,442,591 , "Method for Adaptively Suppressing Noise Transiente in Summed Co-Sensor Seismic Recordings", expedida el 15 de Agosto de 1995, describen un método para atenuar ruidos transitorio singular tal como el causado por fuentes biológicas, como por ejemplo peces, en datos sísmicos de estudios de sensor doble. Las señales de presión y velocidad con ruido incrustado son detectadas de manera concurrente a partir de sensores dobles dispuestos. El método adaptivo de la patente 492 de Dragoset, antes discutida, se aplica para graduar las señales de velocidad a la amplitud de las señales de presión. Las señales de presión y velocidad se agrupan por separado para formar conjuntos de receptores comunes. Se determina la relación Ri de las amplitudes de los conjuntos de receptores comunes de velocidad y presión. En ventanas de zona de peso, se determina una disposición de relaciones Ra de las amplitudes de las señales de presión y velocidad. Las relaciones R-i y f¾¡ se multiplican para dar un operador de ecualización m¡. Las señales de presión de velocidad se combinan con el operador de ecualización en cada ventana de zona de peso para producir un dato a escala de tiempo libre de ruido transitorio. Chambers, R. R., Sitton, G. A., y Paffenholz, J, en la patente de E.U.A. No. 5,572,483, "Method of Reducing Noise in Seismic Signáis by Adaptive Filtering of a Noise Reference", expedida ei 5 Noviembre de 1996, describen un método para atenuar ruido en datos sísmicos representados como trazos sísmicos. El supuesto ruido se localiza en un conjunto de trazos sísmicos. Las porciones correspondientes de los trazos que contienen el ruido están alineadas en tiempo y luego son apiladas para formar un trazo de ruido apilado. El trazo de ruido apilado es replicado en cada posición de trazo correspondiente en el conjunto seleccionado de trazos. Luego se revierte el procedimiento de alineación en tiempo para generar trazos de firma de ruido - en las posiciones de tiempo originales. Se generan filtros que reducen ai mínimo la diferencia entre los trazos de firma de ruido y los trazos sísmicos originales. Los trazos de firma de ruidos son filtrados y luego substraídos de los trazos sísmicos. Los pasos de generación de filtros, filtración y sustracción utilizan técnicas de filtración adaptivas lineales. Rigsby, T. B. y Sanders, J. I., en la patente de E.U.A. No. 5,621 ,699, "Apparatus and Method of Calibrating Vertical Particle Velocity Detector and Pressure Detector in a Sea-Floor Cable with In-Situ Passive Monitoring", expedida el 15 de Abril de 1997, describen un método para suprimir reverberaciones de columna de agua en datos sísmicos a partir de estudios de sensor doble. La señales de geófono e hidrófono con ruido incrustado son detectadas de manera concurrente a partir de sensores dobles dispuestos. Se obtienen señales de ruido de geófono e hidrófono que representan ruido ambiental para el geófono e hidrófono, respectivamente. Se determina una señal de ruido relativa normalizada de la diferencia entre las señales de ruido del geófono e hidrófono. Las amplitudes relativas de las señales del geófono e hidrófono son graduadas por una función que depende de la señal de ruido relativa normalizada. Luego, las señales graduadas son linealmente combinadas. Starr, J. G., un coinventor de la presente invención, en la patente de E. U. A. No. 5,754,492, "Method of Reverberation Removal from Seismic Data and Removal of Dual Sensor Coupling Errors", expedida el 19 de mayo de 1998, y en la patente de E. U. A. No. 5,825,716, "Method of Reverberation Removal from Seismic Data and Removal of Dual Sensor Coupling Errors", expedida el 20 de octubre de 1998, describe un método para suprimir reverberaciones de columna de agua en datos sísmicos a partir de estudios de sensor doble. La patente 716 es una división de la patente 492. Se determina un campo de onda ascendente y uno descendente en los datos sísmicos. El campo de onda descendente es multiplicado por el coeficiente de reflejo de superficie libre y luego se agrega al campo de onda ascendente. La patente 492 y patente 716 de Starr también describen un método para atenuar los efectos del acoplamiento del receptor en datos sísmicos a partir de disposiciones de sensor doble. Se determina primero un período de respuesta de reverberación. Se construye un primer filtro de ecualizacion cruzada como una función del período de respuesta de reverberación y se construye un segundo filtro de ecualizacion cruzada como una función de los datos sísmicos. Se deriva un filtro de acoplamiento inverso como una función del primer y segundo filtros. El filtro de acoplamiento inverso es entonces aplicado a los datos. Geiser, J, Barr, F., y Paffenholz, J. en su publicación "Vertical Component Coupling of OBC-Data", EAGE 64th Conference & Exhibition, Florencia, Italia, 27-30 Mayo, 2002, describen un método para atenuar efectos de acoplamiento vertical en datos sísmicos a partir de estudios por cable de fondo del océano con sensor doble de tres componentes. Asumiendo que el hidrófono está perfectamente acoplado a su medio de fluido, se utiliza su señal de presión como una señal de referencia para el componente vertical de la señal de velocidad a partir de un geófono. Se minimiza una relación de mínimos cuadrados entre las señales de componente vertical y de presión para producir un factor de corrección para el componente vertical de la señal de velocidad. La referencia de Geiser, et al. no discute cómo aplicaría su método, si acaso, a datos sísmicos de sensor doble de un componente.

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION Un aspecto de la invención es un método para procesar datos sísmicos a partir de sensores de movimiento de partículas y sensores de presión dispuestos concurrentemente registrados. Los datos sísmicos son procesados al determinar primero un campo de onda ascendente y un campo de onda descendente en los datos sísmicos. En modalidades alternativas, el campo de onda ascendente se puede utilizar como un modelo de ruido para el campo de onda descendente o el campo de onda descendente puede ser utilizado como un modelo de ruido para el campo de onda ascendente. El modelo de ruido se utiliza para remover ruido del otro campo de onda. Otro aspecto de la invención es un método de estudio sísmico. Un método de acuerdo con este aspecto, comprende desplegar hidrófonos y geófonos dispuestos en posiciones seleccionadas en el fondo de un cuerpo de agua, accionar una fuente de energía sísmica próxima a los hidrófonos y geófonos dispuestos y registrar señales detectadas por los hidrófonos y geófonos. Se determina un campo de onda ascendente y un campo de onda descendente a partir de las señales registradas. El ruido se remueve de por lo menos uno del campo de onda ascendente y el campo de onda descendente al utilizar por lo menos uno del campo de onda descendente y el campo de onda ascendente como un modelo de ruido. Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y reivindicaciones.

BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS La invención y sus ventajas se pueden entender más fácilmente con referencia a la siguiente descripción detallada y a los dibujos anexos, en los cuales: La figura 1 muestra una vista elevada de un estudio sísmico típico que utiliza un cable de fondo del océano; la figura 2 muestra un diagrama de flujo que ilustra los elementos de procesamiento de una modalidad del método de la invención para procesar datos sísmicos; la figura 3 muestra una vista esquemática de campos de onda ascendente y descendente en la columna de agua; la figura 4 muestra la señal sísmica registrada de un campo de onda ascendente ejemplar; la figura 5 muestra el campo de onda ascendente de la figura 4 después de aplicación del método de la invención; y la figura 6 muestra la diferencia entre las figuras 4 y 5. Aunque la invención será descrita con relación a sus modalidades preferidas, se entenderá que la invención no está limitada a las mismas. Por el contrario, la invención pretende abarcar cualquier alternativa, modificación y equivalente que se pueda incluir dentro del alcance de la invención, tal como se define en las reivindicaciones anexas.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION La invención se refiere de manera general a métodos para atenuar ruido en datos sísmicos recolectados de estudios por cable en fondo del océano de sensor doble. En particular, la invención incluye un método para atenuar ruido coherente, tal como ondas dispersivas y ondas S parásitas, para lo cual el geófono es más sensible que el hidrófono. La figura 1 muestra una vista elevada de un estudio sísmico típico que utiliza un cable de fondo del océano (o fondo de agua). Un cuerpo de agua 101 , que puede ser el océano o un lago o similar, sobre una porción de la tierra 102 está limitado en su superficie por una interfaz de agua-aire 103 y en su fondo por una interfaz de agua-tierra 104. Una nave o barco 105 de estudio sísmico en el cuerpo de agua 01 coloca cables de fondo de agua 106 sobre el fondo del agua 104 (solamente se muestra uno por simplicidad). El cable de fondo de agua 106 contiene pares de sensores dobles dispuestos (solamente se muestra un par por simplicidad) separados a lo largo de su extensión. Cada par de sensores típicamente contiene un hidrófono 107 y un geófono 108. La fuente sísmica 109 puede ser remolcada por el barco 105 de estudio sísmico o por otro barco de estudio sísmico (no mostrado). La fuente sísmica 109 es remolcada a través del cuerpo de agua 101 y es accionada para emitir ondas acústicas a intervalos seleccionados en la proximidad de los cables de fondo de agua 106. Las señales de los pares de sensores (hidrófono 107 y geófono 108) son registradas por equipo (no mostrado) normalmente dispuesto o que forma parte del cable de fondo de agua 106. Luego, los cables de fondo de agua 106 son movidos a una ubicación diferente, la fuente sísmica 109 es nuevamente remolcada y accionada y se registran las señales. El procedimiento se repite hasta que se completa el estudio sísmico sobre un área seleccionada. La figura 2 muestra un diagrama de flujo que ¡lustra los pasos de procesamiento de una modalidad ejemplar del método de la invención para procesar datos sísmicos. En 201 , se seleccionan datos sísmicos para procesamiento de datos sísmicos. Los datos sísmicos son del tipo recolectado a partir de estudios por cable del fondo del océano con sensor doble. Los pares dispuestos de sensores están arreglados en el fondo del agua en cables marinos. Los pares de sensores de preferencia incluyen por lo menos un sensor que detecta presión de agua, y un sensor que detecta velocidad de partículas de ondas sísmicas que pasan por ellos. Los sensores que detectan presión de agua y que detectan velocidad de partículas generalmente son conocidos en la técnica como hidrófonos y geófonos, respectivamente. Sin embargo, la invención no está limitada a estos dos sensores particulares. Otros sensores que incluyen, pero no se limitan a detectores de movimiento de partículas o detectores de aceleración de partículas, se pueden utilizar con una simple modificación adecuada del método de la invención. Solamente por claridad conceptual, los dos sensores utilizados para producir los datos sísmicos de sensor dobles serán referidos como hidrófonos y geófonos.

En 202, se recupera una señal del hidrófono de los datos sísmicos seleccionados en el paso 201. De manera similar, en 202, se recupera una señal del geófono de los datos sísmicos seleccionados en 201. La señal del geófono recuperada, en 203, corresponde a la señal del hidrófono recuperada, en 202. Esto significa que las señales del hidrófono y geófono recuperadas en 202 y 203, respectivamente, se registraron de manera concurrente desde los hidrófonos y geófonos dispuestos en el estudio sísmico de sensor doble que generaron los datos sísmicos seleccionados en 201. Los hidrófonos y geófonos no responden mecánicamente a efectos físicos correspondientes de presión y velocidad, respectivamente, a partir de una onda sísmica de paso con señales de la misma amplitud. Las diferencias en respuestas de señal entre geófonos e hidrófonos se deben a diferentes constantes de transducción o respuestas telefónicas para diferentes detectores que determinan la conversión del efecto mecánico detectado en una señal eléctrica. Los hidrófonos y geófonos tampoco se acoplan físicamente al medio circundante con la misma eficacia. Los hidrófonos típicamente se acoplan bien al medio de agua circundante. Sin embargo, los geófonos en una instalación en el fondo del océano, típicamente no se acoplan bien al fondo del agua. Generalmente, no es factible ni económico asegurar manualmente los geófonos al fondo del agua. Opcionalmente, en 204 y 205, las señales del hidrófono y geófono recuperadas en 202 y 203, respectivamente, son ajustadas o filtradas para compensar diferencias intrínsecas en su respuesta a la señal sísmica, si las respuestas no coinciden. Estas diferencias en respuesta y sus filtros correctivos son conocidos en la técnica. Estas diferencias en respuesta incluyen, pero no se limitan a diferencias entre hidrófonos y geófonos con respecto a su transducción, respuesta telefónica, y eficiencia de acoplamiento. Cualquiera de dichos filtros se puede aplicar a una o ambas de las señales de hidrófono y geófono, como se conoce en la técnica. Debido a que los datos del geófono contienen señal más ruido y los datos del hidrófono contienen principalmente señal, se puede obtener un modelo del ruido al comparar los datos del geófono y los datos del hidrófono. La figura 3 muestra una vista esquemática de campos de onda ascendente y descendente en la columna de agua. Un cuerpo de agua 301 sobre la tierra 302 está delimitado en la superficie del agua 303 por una interfaz de agua - aire y en el fondo del agua 304 por una ¡nterfaz de agua -tierra, ambos buenos reflectores de energía acústica. Debido a que la diferencia de impedancia acústica entre el aire y agua es demasiado grande, el coeficiente de reflejo en la superficie del agua 303 es sustancialmente igual a -1. El signo negativo indica una inversión de polaridad, es decir, un cambio de fase de 180°. La diferencia de impedancia acústica entre el agua y la tierra no es tan grande, de modo que el coeficiente de reflejo en el fondo del agua 304 se toma como r. El valor de r (-1 < r < 1 ) depende de la impedancia acústica del material en la tierra 304 justo en y debajo del fondo del agua 304 (es decir, la impedancia acústica del lecho marino). Un campo de onda ascendente 305, que regresa desde por lo menos un reflejo de una interfaz entre los estratos subyacentes en la tierra 302, ingresa el cuerpo de agua 301 y continúa a la superficie del agua 303. El campo de onda se refleja parcialmente en la superficie del agua 303 y una porción se convierte en un campo de onda descendente 306. El campo de onda se refleja parcialmente en el fondo del agua 304 y una porción nuevamente se convierte en un campo de onda ascendente 307. Igualmente, el campo de agua es parcialmente reflejado en la superficie del agua 303 y una porción nuevamente se convierte en un campo de onda descendente 308. Este procedimiento de reflejos múltiples continúa de manera indefinida. Un cable de fondo de agua 309, colocado en el cuerpo de agua 301 en el fondo del agua 304, contiene pares de sensores dobles dispuestos separados a lo largo de su extensión. Solamente se muestra un cable de fondo de agua 309 y solamente un par de sensores por cuestiones de simplicidad. Cada par de sensores por lo regular contiene un hidrófono 310 y un geófono 311. Un campo de onda ascendente, tal como campo de onda 305, que pasa el hidrófono 310 y geófono 31 1 desde abajo, generaría impulsos eléctricos en ambos sensores. Este primer campo de onda ascendente 305 generará una señal eléctrica positiva en el hidrófono 310 y geófono 31 1 , por convención industrial. Cuando el campo de onda ascendente 305 se refleja parcialmente en la superficie del agua 303, el campo de onda descendente 306 resultante tiene una inversión de fase de 180°. De esta forma, el hidrófono omnidireccional 310 responderá al campo de onda descendente 306 de polaridad invertida con una señal eléctrica negativa. Sin embargo, el geófono unidireccional 311 responderá al campo de onda descendente 306 de polaridad invertida, que ahora llega desde arriba, con otra señal eléctrica positiva. El geófono 311 ha revertido nuevamente la polaridad una vez ya revertida de la señal. Por lo tanto, el campo de onda descendente 306 genera señales de polaridad invertida entre los hidrófonos 310 y geófonos 31 . A continuación, el campo de onda descendente 306 de polaridad invertida se refleja parcialmente en el fondo del agua 304 sin inversión de fase y el campo de onda ascendente 307 resultante pasa un par de hidrófonos 3 0 y geófonos 311 desde abajo nuevamente. Esta vez, el campo de onda ascendente 307 de polaridad invertida genera una señal eléctrica negativa en el hidrófono 310 y una señal eléctrica negativa en el geófono 311. Tras otro reflejo parcial en la superficie del agua 303, el campo de onda descendente 308 resultante ha experimentado otra inversión de fase de 180°, de vuelta a la polaridad original. De esta forma, el campo de onda descendente 308 generará una señal eléctrica positiva en el hidrófono 310 y una señal eléctrica negativa en el geófono 311. Este procedimiento de alternar señales eléctricas continúa de manera indefinida. Por lo tanto, la señal eléctrica generada por el hidrófono 310 continúa con polaridades negativas y positivas alternas, mientras que la señal eléctrica correspondiente generada por el geófono 311 continúa con polaridades positivas y negativas alternas. Estas polaridades distintamente alternas han sido utilizadas en la técnica para generar campos de onda ascendente y descendente a partir de las señales de hidrófono y geófono. La determinación de los campos de onda ascendente y descendente se puede realizar a través de cualquier técnica conocida de procesamiento sísmico. Se presentará un ejemplo no limitativo. Siguiendo el análisis en las columnas 3 y 4 de Starr, patente de E.U.A. No. 5,754,492, discutida en la sección de Antecedentes, la polaridad relativa y amplitud de la onda P para cualquier punto de tiempo dado es determinada por el producto de los coeficientes de reflejo para cada reflejo sucesivo entre la superficie de agua y el fondo del agua. Para detectores sísmicos localizados en el fondo del agua 304, la respuesta de presión P y la respuesta de velocidad de partículas V se pueden expresar como funciones de la variable Z.

Z = eim en donde e es el número Euler que representa la función exponencial, / es la unidad imaginaria -^?, ? es la frecuencia, y t es el tiempo de recorrido en dos sentidos a través del cuerpo de agua 301. El tiempo de recorrido en dos sentidos se puede calcular a través de la expresión: 2d t = , V COS # en donde d es la profundidad del agua vertical, v es la velocidad de energía sísmica en el agua, y T es el ángulo de incidencia. Entonces la respuesta de presión, P(Z), en términos de Z, está dada por la ecuación: P(Z) = ?°+(1÷??1-G(1+G)?2+ (1+??3-...+..., (1 ) en donde r es el coeficiente de reflejo del fondo del agua. De manera similar a la ecuación (1 ), la respuesta de velocidad de partícula, V(Z), en términos de Z, está dada por la ecuación: a ¦V(Z) = Z° - (l - r)Zx + r(l - r)Z2 - r2 (l - r)Z3 + ... = ... eos 9 (2) en donde a es la impedancia acústica.

Calculando las formas cerradas de las ecuaciones (1 ) y (2), producen las expresiones: 1 + rZ 1 + rZ (3) * -F(Z) =l <1-r Z - 1 + Z cos0 1 + rZ 1 + rZ (4) Volviendo a la figura 2, en 206, se determina un campo de onda ascendente en los datos sísmicos. Determinar el campo de onda ascendente, de preferencia comprende combinar la señal del hidrófono y geófono recuperada en 202 y 203, respectivamente. En particular, combinar los datos del hidrófono y geófono de preferencia comprender agregar las señales del hidrófono y geófono.

El campo de onda de vector ascendente, U(Z), de preferencia es determinado al agregar las ecuaciones (3) y (4), lo cual da la siguiente expresión: a 1 + Z 1- Z 1 V{Z) + P{Z) ¦ + - cos9 1 + rZ 1 + rZ 1+ rZ (5) En 207, un campo de onda descendente es determinado de manera similar a partir de los datos sísmicos. Determinar el campo de onda descendente, de preferencia comprende combinar los datos del hidrófono y geófono recuperados en 202 y 203, respectivamente, para generar un campo de onda descendente. En particular, combinar los datos de hidrófono y geófono, de preferencia comprende restar los datos del hidrófono de los datos del geófono. El campo de onda de vector descendente de polaridad inversa, D(Z), de preferencia se determina al restar la ecuación (3) de la ecuación (4), lo cual da la siguiente expresión: 1 1 + Z 1- Z V(Z) + P(Z) ¦ + - COS 0 1 + rZ 1 + rZ 1 + rZ (6) Una vez que se determinan los campos de onda ascendente y descendente, en 206 y 207, respectivamente, la señal en los campos de onda ascendente y descendente serán separadas por un cambio de fase lineal, pero el ruido es similar en los dos campos de onda. El campo de onda descendente, por lo tanto, puede ser utilizado como un modelo de ruido para el campo de onda ascendente. De manera similar, el campo de onda ascendente puede ser utilizado como un modelo de ruido para el campo de onda descendente. Se puede utilizar entonces la sustracción adaptiva, en una modalidad para remover el ruido de los datos del geófono. En 208, el campo de onda ascendente generado en 206 es filtrado con una banda pasante para retener solamente la porción inferior del espectro de frecuencia. Como cuestión práctica, el ruido que es removido, generalmente está limitado a la porción inferior del espectro de frecuencia. De esta manera, el modelo de ruido (ya sea el campo de onda ascendente o descendente determinado en 206 y 207, respectivamente) típicamente es filtrado para retener solamente la banda de paso de frecuencia del ruido. Por lo regular, esta porción inferior del espectro puede comprender las frecuencias inferiores a aproximadamente 20 Hz, pero la invención no está limitada a este banda de paso. Igualmente, en 209, el campo de onda descendente generado en 207 es filtrado con banda pasante para retener solamente la porción inferior del espectro de frecuencia. Nuevamente, la porción inferior por lo regular puede comprender las frecuencias inferiores a aproximadamente 20 Hz, pero la invención no está limitada a esta banda de paso. En 210, uno de los campos de onda ascendente o descendente filtrado en 208 y 209, respectivamente, es seleccionado para utilizarse como un modelo de ruido para el otro campo de onda, el otro campo de onda siendo el campo de onda descendente o ascendente. El otro campo de onda será referido entonces como la "señal de entrada". Si el campo de onda ascendente filtrado con banda pasante se utiliza como el modelo de ruido y el campo de onda descendente es utilizado como la "señal de entrada", entonces el procedimiento continúa como se muestra en 211. Alternativamente, si el campo de onda descendente filtrado con banda pasante se utiliza como el modelo de ruido, y el campo de onda ascendente es utilizado como la "señal de entrada", entonces el procedimiento continúa como se muestra en 212. En 213, el ruido y la energía de señal en la "señal de entrada" son separados por sustracción adaptiva del modelo de ruido, según lo determinado en 211 ó 212 desde la "señal de entrada" particular seleccionada en 210. En la sustracción adaptiva, se diseña un conjunto de filtros f(f), con base en un tamaño de ventana seleccionado y longitud de filtro, que cuando se enrosca con el "modelo de ruido" reduce al mínimo la energía total en una "señal de salida". La "señal de salida" como se utiliza en la presente, significa el modelo de ruido (ya sea el campo de onda ascendente o descendente después de filtración de banda pasante) enroscado con los filtros f(í), la enroscadura siendo sustraída de la "señal de entrada", (el otro del campo de onda ascendente o descendente), o como se muestra en la siguiente expresión: señal de salida = señal de entrada - (f(t) * modelo de ruido)l (7) En modalidades de un método de acuerdo con la invención, "la señal de entrada" y los conjuntos de datos de modelo de ruido se dividen cada uno en ventanas separadas. Las ventanas pueden tener cada una longitudes de ventana de espacio y tiempo especificado de usuario. Preferiblemente, las ventanas se traslapan entre sí tanto en direcciones de espacio como de tiempo en aproximadamente 50% de la longitud de ventana en la dirección de tiempo y/o espacio. De esta forma, cada muestra de tiempo (además de los bordes superior, inferior, de lado izquierdo, y de lado derecho de un conjunto de trazos) se copiará en cuatro ventanas. Luego, en algunas modalidades, en cada ventana se aplica una conicidad de coseno al cuadrado a las muestras desde el centro del conjunto (a) hacia arriba y hacia abajo (en la dirección de tiempo) y (b) hacia la izquierda y hacia la derecha (es decir, en la dirección x positiva). La energía total E de la señal de salida será minimizada, en un sentido de mínimos cuadrados, cuando los filtros f(f) se determinen adecuadamente. La energía total E en cada ventana se define como: m n E = ? señal de_salida[(i - 1)??, (j - 1)??]2 , ' J (8) en donde cada ventana contiene m muestras en tiempo y n muestras en espacio. Los filtros óptimos f(í) son filtros de enroscadura temporal que pueden variar de ventana a ventana. Si cualquier ventana de datos, ya sea en el modelo de ruido o en la señal de entrada, está completamente conformada de ceros, entonces la sustracción adaptiva no operará en esa ventana y la señal de salida será equivalente a la señal de entrada en esa ventana. La determinación de filtro por mínimos cuadrados se realiza sobre una base de ventana por ventana, los resultados siendo independientes de ventana a ventana. Así, las secciones traslapantes se copian múltiples veces, se multiplican de manera filtrada y luego se suman juntas al final. En esta modalidad, los filtros para cada ventana son filtros Wiener de mínimos cuadrados, los cuales son calculados de una manera convencional utilizando el algoritmo de Wiener-Levinson. Cuando se determinan los filtros f(f) y se reduce al mínimo la energía en cada ventana, la señal de salida representa un campo de onda ascendente o descendente que tiene un ruido coherente mínimo. La figura 4 muestra la señal sísmica registrada de un ejemplo de campo de onda ascendente. La señal sísmica incluye ejemplos de ruido coherente causado por ondas S parásitas 401 y onda dispersiva 402. La figura 5 muestra el campo de onda ascendente de la figura 4 después de aplicación del método de la invención. Los efectos del ruido coherente en la figura 4 han sido sustancialmente eliminados en 501 y 502. La figura 6 muestra la diferencia entre las figuras 4 y 5. Las modalidades de un método de acuerdo con la invención pueden mejorar la interpretación de estudios sísmicos por cable de fondo de agua de sensor doble al reducir la cantidad de ruido coherente presente en los datos derivados de fuentes tales como onda dispersiva y ondas S parásitas.

Se entenderá que lo anterior es simplemente una descripción de modalidades específicas de esta invención y que se pueden realizar numerosos cambios, modificaciones y alternativas a las modalidades descritas de conformidad con la descripción anterior sin apartarse del alcance de la invención. Por lo tanto, la descripción anterior no pretende limitar el alcance de la invención. Más bien, el alcance de la invención será determinado solamente por las reivindicaciones anexas y sus equivalentes.

Claims (31)

NOVEDAD DE LA INVENCION REIVINDICACIONES

1.- Un método para procesar datos sísmicos a partir de sensores de presión y sensores de movimiento de partículas dispuestos concurrentemente registrados, que comprende: determinar un campo de onda ascendente a partir de los datos sísmicos; determinar un campo de onda descendente a partir de los datos sísmicos; y remover ruido de por lo menos uno del campo de onda ascendente y el campo de onda descendente al utilizar el otro del campo de onda descendente y el campo de onda ascendente como un modelo de ruido.

2. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque determinar el campo de onda ascendente comprende: recuperar señales de movimiento de partícula y presión á partir de los datos sísmicos; y combinar las señales de movimiento de partícula y presión.

3. - El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado además porque combinar las señales de sensor de movimiento de partícula y sensor de presión comprende agregar las señales de sensor de movimiento de partícula y sensor de presión.

4. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque determinar el campo de onda descendente comprende: recuperar señales de sensor de movimiento de partícula y sensor de presión a partir de los datos sísmicos; y combinar las señales de sensor de movimiento de partícula y sensor de presión.

5. - El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado además porque combinar las señales de sensor de movimiento de partícula y sensor de presión comprende sustraer la señal de sensor de presión de la señal de sensor de movimiento de partícula.

6. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente filtrar los datos sísmicos para compensar una diferencia en transducción entre los sensores de presión y los sensores de movimiento de partícula.

7. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente filtrar los datos sísmicos para compensar la diferencia en respuesta telefónica entre los sensores de presión y los sensores de movimiento de partícula.

8. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente filtrar los datos sísmicos para compensar la diferencia de eficiencia de acoplamiento entre los sensores de presión y los sensores del movimiento de partícula.

9.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente filtrar el modelo de ruido para contener solamente la banda de paso de frecuencia del ruido.

10. - El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque la banda de paso de frecuencia del ruido tiene un límite superior máximo de aproximadamente 20 Hz.

11. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque remover el ruido comprende sustraer de manera adaptiva el modelo de ruido de por lo menos uno de los campos de onda ascendente y descendente.

12. - El método de conformidad con la reivindicación 1 1 , caracterizado además porque la sustracción adaptiva comprende: dividir el modelo de ruido y el por lo menos uno de los campos de onda ascendente y descendente en ventanas separadas, las ventanas tienen longitudes de ventana de tiempo y espacio preseleccionadas, las ventanas tienen un 50% de traslape tanto en direcciones de tiempo como de espacio; aplicar una conicidad de coseno al cuadrado a muestras desde el centro de un conjunto de trazos hacia arriba, hacia la izquierda y hacia la derecha.

13. - El método de conformidad con la reivindicación 1 1 , caracterizado además porque la sustracción adaptiva remueve sustancialmente ruido del campo de onda ascendente.

14. - El método de conformidad con la reivindicación 1 1 , caracterizado además porque la sustracción adaptiva remueve sustancialmente ruido del campo de onda descendente.

15. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los sensores de presión comprenden hidrófonos.

16. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los sensores de movimiento de partícula comprende geófonos.

17. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque los sensores de movimiento de partícula comprenden sensores de aceleración.

18.- Un método para estudio sísmico, comprende: desplegar hidrófonos y geófonos dispuestos en posiciones seccionadas en el fondo de un cuerpo de agua; accionar una fuente de energía sísmica próxima a los hidrófonos y geófonos dispuestos; registrar señales detectadas por lo hidrófonos y geófonos; determinar un campo de onda ascendente a partir de las señales registradas; determinar un campo de onda descendente a partir de las señales registradas; y remover ruido de por lo menos uno del campo de onda ascendente y el campo de onda descendente utilizando el otro del campo de onda descendente y el campo de onda ascendente como un modelo de ruido.

19.- El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque determinar el campo de onda ascendente comprende combinar las señales de hidrófono y geófono.

20. - El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado además porque combinar las señales de hidrófono y geófono comprende agregar las señales del hidrófono y geófono.

21. - El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque determinar el campo de onda descendente comprende combinar las señales del hidrófono y geófono.

22. - El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque combinar las señales del hidrófono y geófono comprende sustraer la señal del hidrófono de la señal del geófono.

23.- El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque comprende adicionalmente filtrar las señales registradas para compensar una diferencia en transducción entre los hidrófonos y geófonos.

24. - El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque comprende adicionalmente filtrar las señales registradas para compensar diferencia en respuesta telefónica entre los hidrófonos y geófonos.

25. - El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque comprende adicionalmente filtrar las señales registradas para compensar diferencia de deficiencia de acoplamiento entre los hidrófonos y geófonos.

26. - El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque comprende adicionalmente filtrar el modelo de ruido para contener solamente la banda de paso de frecuencia del ruido.

27. - El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado además porque la banda de paso de frecuencia del ruido tiene un límite superior máximo de aproximadamente 20 Hz.

28. - El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado además porque remover el ruido comprende sustraer de manera adaptiva el modelo de ruido de por lo menos uno de los campos de onda ascendente y descendente.

29. - El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado además porque la sustracción adaptiva remueve sustancialmente ruido del campo de onda ascendente.

30. - El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado además porque la sustracción adaptiva remueve sustancialmente ruido del campo de onda descendente.

31. - El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado además porque la sustracción adaptiva comprende: dividir el modelo de ruido y el por lo menos uno de los campos de onda ascendente y descendente en ventanas separadas, las ventanas tienen longitudes de ventana de tiempo y espacio preseleccionadas, las ventanas tienen un 50 por ciento de traslape tanto en las direcciones de tiempo como de espacio; aplicar una conicidad de coseno al cuadrado a muestras desde el centro de conjunto de trazos hacia arriba, hacia la izquierda y hacia la derecha.