(84) Designated States (regional): AMPO patent (BW, GH, — befare the expiration of the time limit for amending the GM, KE, LS, MW, MZ, SD, SL, SZ, TZ, UG, ZM, ZW), claims and to be republished in the event of receipt of Eurasian patent (AM, AZ, B Y, KG, KZ, MD, KU, TJ, T ), amendments European patent (AT, BE, BG, CH, CY, CZ, DE, DK, EE, ES, FI, FR, GB, GR, HU, IB, IT, LU, C, NL, PT, RO, SE, For two-letler codes and other abbreviations, referto the "Guid- SI, SK, TR), OAPI patent (BF, BJ, CF, CG, CI, CM, GA, ance Notes on Codes and Abbreviations" appearing at the begin- GN, GQ, GW, ML, MR, NE, SN, TD, TG). ning ofeach regular issue ofthe PCT Gazette. Published: — with intemational search report
PROCESAMI ENTO DE DATOS SISMICOS
La presente invención se refiere al procesamiento de datos sísmicos y, en particular, al procesamiento de datos sísmicos marinos que incluye ruido rompiente para atenuar ó eliminar el ruido rompiente. En una inspección sísmica, se emite energía acústica desde una fuente y se detecta por un sensor (en general referido como un "receptor") ubicado a una distancia de la fuente. Algo de la energía acústica emitida por la fuente pasa en el interior de la tierra y se refleja a través de estructuras geológicas dentro de la tierra. Se puede derivar información a cerca de la estructura geológica del interior de la tierra del incidente de energía acústica reflejada en el receptor. En una inspección sísmica marina tanto la fuente acústica como el receptor se disponen dentro de una columna de agua, tal como el mar. La Figura 1 es una ilustración esquemática de una inspección sísmica marina en la cual una fuente de energía acústica 1 , tal como una pistola de aire comprimido, está suspendida en la columna de agua 2 desde un recipiente de inspección 3. Una formación de receptores 5 tal como, por ejemplo hidrófonos, también se dispone en la columna de agua 2, y los receptores 5 están suspendidos desde un flotador 6 que se remolca por un segundo recipiente de inspección 4. Tal formación de receptor se conoce en general como una formación de receptor "marina remolcada".
- 2 - Cuando la fuente acústica 1 se acciona emite energía acústica. La energía acústica emitida por la fuente se propaga generalmente hacia abajo a través de la columna de agua, pasa en el interior de la tierra 7 y continua para propagarse generalmente hacia abajo a través del interior de la tierra hasta que sufre una reflexión parcial en una estructura geológica dentro del interior de la tierra. La energía acústica reflejada se propaga generalmente hacia arriba a través del interior de la tierra 7 y a través de la columna de agua 2 y es incidente en la formación de receptores 5. Los datos sísmicos conseguidos por los receptores 5 después del accionamiento de la fuente acústica 1 se transmiten al segundo recipiente de inspección 4, por ejemplo a través de un enlace óptico ó eléctrico. Los datos se pueden analizar en un procesador 8 ubicado en el segundo recipiente de inspección ó se pueden almacenar para análisis posterior. El principio de la inspección es obtener información a cerca del interior de la tierra a través del procesamiento conveniente de los datos sísmicos conseguidos en los receptores 5. En general, más de una estructura geológica dentro del interior de la tierra actúa como un reflector parcial para energía acústica. Los datos sísmicos en un receptor 5 después del accionamiento de la fuente acústica 1 por consiguiente, contienen un número de sucesos espacialmente coherentes, cada uno de los cuales corresponde con la reflexión de la energía acústica en una estructura geológica asociada dentro de la tierra que actúa como un reflector parcial de energía acústica.
- 3 - Un problema al procesar datos sísmicos marinos remolcados es que los datos conseguidos en condiciones de mar agitado pueden contener ruido rompiente. El ruido rompiente puede ser tanto coherente como aleatorio, y ocurre a frecuencias bajas, generalmente inferiores a 30Hz. El ruido rompiente generado por un mar agitado interfiere destructivamente con los sucesos deseados en los datos sísmicos (es decir, los sucesos que resultan de la reflexión de energía sísmica por estructuras geológicas dentro de la tierra). El ruido rompiente se debe eliminar de los datos sísmicos en alguna fase durante el procesamiento de los datos, y la eliminación del ruido rompiente es una de las etapas más importantes que lleva a la interpretación final de los datos conseguidos y el gráfico posterior del interior de la tierra. Se conoce un número de métodos de la materia anterior para la atenuación de ruido rompiente. G. A. McMechan ha propuesto, en "Automatic editing of noisy seismic data", Geophysical Prospecting, Vol. 37, pp875-892 (1989), un método en el cual se evalúa el contenido de energía de frecuencia baja de un gráfico sísmico. Un gráfico se descarta si su contenido de energía de frecuencia baja rebasa un umbral dado. Este método tiene la fuerte desventaja que la señal deseada en el gráfico también se pierde en el proceso. H. Truman Holcombe y Robert S. Wojslaw han propuesto, en "Spatially weigthed trim stacking, a technique for prestack suppression", Society of Exploration Geophysicists, pp 1 157-1 160
- 4 - (1992), un método que implica ubicar el ruido rompiente en un gráfico y reemplazar la parte afectada del gráfico con una interpolación la cual hace uso de los gráficos cercanos. Ya que este método requiere una interpolación se requiere por consiguiente, utilizar información de declive de reflector de gráficos cercanos, de manera que este método es un proceso caro y a menudo inexacto. Además la búsqueda de declive solamente puede proporcionar el declive dominante. Guillaume Cambois y Jacques Frelet han propuesto, en "Can we surgically remove swell noise?", Society of Exploration Geophysicists, 1995, un filtro de predicción libre de ruido que se diseña y aplica en el dominio de (espacio de frecuencia) f-x-. Este filtro es bastante eficaz al filtrar ruido rompiente cuando es aleatorio, sin embargo, el ruido rompiente coherente no se elimina por medio de este método, por el contrario lo intensifica. Este filtro de predicción "un paso adelante" es un proceso de acrecentamiento coherente y por eso no puede separar el ruido rompiente coherente de una señal coherente. Ali Ozbek ha propuesto, en una solicitud de patente titulada "Adaptive Seismic Noise and Interference Attenuation Method" un planteamiento de formador de haces adaptable para atenuar los diversos tipos de ruido coherente encontrados en la adquisición de datos sísmicos. Este método aplica un filtro de espacio de tiempo adaptable (t-x) en aquellas partes del espacio de número de ondas de frecuencia que contiene el sonido. Las señales sísmicas se pasan mientras que el ruido coherente y los componentes de interferencia
- 5 -que no están temporalmente y especialmente fijos se filtran de modo adaptable. Este método puede ser bastante eficaz pero puede ser computacionalmente intensivo. L. Canales también ha propuesto un método para atenuar ruido rompiente, en la SGE 54th Annual International Meeting (1984). Este es un proceso de filtración de predicción wiener "un paso adelante" llevado a cabo en el dominio de (espacio de frecuencia) f-x. Tanto la señal coherente como el ruido rompiente coherente se intensifican. S.Spitz ha propuesto, en "Adaptive Dip Filtering in the F-X
Domain", SEG 63rd Annual International Meeting (1 993) un método en el cual los filtros de predicción que corresponden a todas los declives dentro de los datos se evalúan a través de factorización polinomica dei filtro de predicción completo. Todos los sucesos de declive, incluyen ruido coherente, dentro de los datos de entrada después se resuelven para utilizar una propuesta justa menor. Esto es una tarea difícil ya que todas los declives se necesitan justificar. Se conocen módulos patentados que proporcionan funciones similares, y estos generalmente implican comparar una ventana de tiempo dentro de un gráfico dado con gráficos circundantes para inspeccionar para la presencia de ruido, normalmente contra un valor de umbral específico de usuario. El ruido superior al umbral específico se elimina. Tales métodos son, sin embargo, muy sensibles al umbral, y puede ser que eliminen demasiado de los datos incluyendo algo de la señal de interés ó que
- 6 -dejen algo de ruido residual. La presente invención proporciona un método para procesar datos sísmicos, los datos estando en el dominio de espacio de frecuencia, el método comprendiendo las etapas de; determinar un filtro de predicción a partir de los datos sísmicos a una primera frecuencia a la cual el ruido rompiente no está presente; y aplicar el filtro de predicción a datos sísmicos a una segunda frecuencia a la cual el ruido rompiente está presente, para atenuar así el ruido rompiente en los datos sísmicos a la segunda frecuencia. El filtro de predicción separa el ruido rompiente de la señal de interés en los datos, y atenúa el ruido rompiente mientras conserva completamente la señal de interés. La invención proporciona atenuación efectiva tanto de ruido rompiente coherente como aleatorio sin afectar la señal de interés. Un segundo aspecto de la invención proporciona un método de inspección sísmica marina que comprende accionar una fuente para emitir energía acústica; conseguir datos sísmicos en el dominio de frecuencia; y procesar los datos según un método como se define arriba. Una tercer aspecto de la invención proporciona un aparato para procesar datos sísmicos, los datos estando en el dominio de espacio de frecuencia, el aparato que comprende medios para determinar un filtro de predicción a partir de los datos sísmicos a una primera frecuencia a la cual el ruido rompiente no está presente; y medios para aplicar el filtro de predicción a datos sísmicos a una
" 7 -segunda frecuencia a la cual el ruido rompiente está presente, para atenuar así el ruido rompiente en los datos sísmicos a la segunda frecuencia. El aparato puede contener un procesador de datos programable. Un cuarto aspecto de la invención proporciona un arreglo de inspección sísmica que comprende: una fuente de energía acústica; medios para conseguir datos sísmicos en el dominio de espacio de frecuencia; y un aparato como se define arriba. Un quinto aspecto de la invención proporciona un medio de almacenamiento que comprende un programa para un procesador de datos de un aparato como se define arriba, y un sexto aspecto de la invención proporciona un medio de almacenamiento que contiene un programa para controlar un procesador de datos para llevar a cabo un método como se define arriba. Características preferidas de la invención se definen en las reivindicaciones restantes. Una modalidad preferida de la invención ahora será descrita en detalle, como un ejemplo ilustrativo, con referencia a las Figuras que la acompañan en las cuales; La Figura 1 es una ilustración esquemática de una inspección sísmica marina remolcada; La Figura 2 ilustra un gráfico de datos sísmicos típicos, en el dominio de frecuencia, obtenido por la inspección sísmica de la Figura 1 ;
- 8 - La Figura 3 es un diagrama de flujo de un método según una modalidad de la presente invención; Las Figuras 4(a) a 4(c) ilustran los resultados de la invención sobre datos sísmicos sintéticos; Las Figuras 5(a) a 5(c) ilustran los resultados de la invención cuando se aplican a datos sísmicos de un solo sensor; La Figura 6 es un diagrama de bloque esquemático de un aparato según la presente invención. Un gráfico de datos sísmicos conseguido en uno de los receptores 5 en el arreglo de inspección sísmica de la Figura 1 registra la amplitud de un parámetro sísmico, tal como la presión ó un componente de movimiento de partícula, como una función de tiempo. Ejemplos de gráficos de datos sísmicos típicos como se muestran en la Figura 4(a) y 5(a) (estos gráficos incluyen ruido rompiente) y en las Figuras 4(b) y 5(b) (las cuales muestran los gráficos de las Figuras 4(a) y 5(a) después de la eliminación de ruido rompiente). La fuente acústica se acciona en tiempo t=0, de manera que un gráfico mide la variación en amplitud del parámetro después del accionamiento de la fuente acústica. Esto se verá en las Figuras 4(b) y 5 (b) que, cuando la fuente acústica se acciona, inicialmente no hay, en la ausencia de ruido, señal conseguida en el receptor. El primer suceso en el gráfico de datos sísmicos en general resulta de energía acústica que ha viajado directo desde la fuente 1 al receptor 5 a través de la columna de agua, sin entrar en el interior de la tierra. El retraso de tiempo entre el accionamiento de la fuente acústica y este suceso (el cual se
- 9 -conoce como el "suceso directo") depende de la velocidad de propagación de energía acústica a través de la columna de agua y la distancia entre la fuente acústica y el receptor. El suceso directo después es seguido por sucesos que resultan de energía acústica que ha entrado en el interior de la tierra 7 y han sufrido reflexión en una estructura geológica dentro de la tierra. El gráfico de datos sísmicos de las Figuras 4(a) a 5(c) se muestran como líneas continuas. En la práctica, sin embargo, un receptor en general probará el parámetro sísmico con una frecuencia de muestreo fs (esto es, el parámetro se prueba en intervalos de tiempo de 1 /fs). El intervalo de muestreo 1/fs puede ser, por ejemplo, 1 , 2 ó 4ms. Un gráfico de datos por consiguiente consiste de una serie de valores discretos para el parámetro, uno obtenido en cada operación de muestreo. El gráfico de datos sísmicos en el dominio de tiempo puede ser Fourier transformado para producir un registro de la amplitud del parámetro sísmico como una función de frecuencia. La Figura 2 es una ilustración esquemática de un gráfico de datos típicos en el dominio de frecuencia, como se obtendría transformado uno de los gráficos de datos de la Figura 4(a) ó 5(a) al dominio de espacio de frecuencia, por ejemplo, utilizando una transformación Fourier. Ya que el gráfico de datos en el dominio de tiempo se obtiene por un proceso de muestreo, con una frecuencia de muestreo fs, el gráfico de datos transformado de la Figura 2 solamente se extiende a una frecuencia máxima de fnyq, en donde fnyq se relaciona con la
- 10 -frecuencia de muestreo fs por el teorema de Nyquist. El gráfico de datos se muestra como un gráfico continuo en la Figura 2 para conveniencia. Sin embargo, como se observa arriba, un gráfico de datos sísmicos en el dominio de tiempo en la práctica consiste de una serie de valores discretos en vez de un gráfico continuo. El gráfico de datos en el dominio de espacio de frecuencia de la Figura 2 por consiguiente también constará de una serie de valores en frecuencias discretas fj, en donde el índice j se extiende hasta el valor más alto J en el cual fj, no rebasa al frecuencia Nyquist. El ruido rompiente es un ruido de frecuencia baja, típicamente teniendo una frecuencia máxima de aproximadamente 30 Hz. El gráfico de datos de dominio de espacio de frecuencia de la Figura 2 contiene dos zonas- una zona de frecuencia baja 9 que contiene tanto la señal de interés y el ruido rompiente, y una zona de frecuencia superior 10 que contiene solamente la señal de interés. En la Figura 2 la zona de frecuencia 9 que contiene tanto el ruido rompiente y la señal de interés se extiende desde la frecuencia fu hasta la frecuencia fH, y que la banda de frecuencia que contiene solamente la señal de interés está en la escala desde la frecuencia f|-|+i 9 la fnyq . El límite de frecuencia más baja fL, de la banda que contiene el ruido rompiente en general será cero. Si fL no es cero, los datos a frecuencias inferiores a fL representan una combinación de señal y ruido de otra manera que ruido rompiente. En el método de la invención, un filtro de predicción de
- 11 -señal se determina a partir del gráfico de datos sísmicos de la Figura 2 a una primera frecuencia a la cual el ruido rompiente no está presente- esto es, a una frecuencia de fH +i ó mayor. El filtro de predicción después se aplica a datos sísmicos a una segunda frecuencia a la cual el ruido rompiente está presente- esto es, a una frecuencia entre fL y fH- para atenuar el ruido rompiente en los datos sísmicos a al segunda frecuencia. El método de preferencia se repite para obtener filtros de predicción para una ó más de otras frecuencias a las cuales el ruido rompiente está presente en los datos sísmicos, por ejemplo derivando un filtro a partir de datos a una tercera frecuencia (a la cual el ruido rompiente no está presente) y utilizando este filtro de predicción para atenuar el ruido rompiente en los datos sísmicos a una cuarta frecuencia (a la cual el ruido rompiente está presente). En una modalidad particularmente preferida, un filtro de predicción asociado se determina para cada frecuencia en la escala de ruido de rompimiento desde fL hasta fH, para permitir que el ruido rompiente se atenúe desde cada valor de frecuencia en la escala de ruido de rompimiento. En el caso ideal, el filtro de predicción que no estuviera para ser aplicado a una frecuencia fj, se derivaría a partir de datos sísmicos para esa frecuencia. En el presente caso, sin embargo, este criterio ideal requeriría que el filtro de predicción a aplicarse a datos sísmicos a la frecuencia en la escala desde fL hasta fH se derivaría a partir de datos sísmicos para esa frecuencia- pero esto significaría derivar el filtro de predicción a partir de datos sísmicos que contienen
- 12 -ruido rompiente en adición a la señal de interés. Según la invención, por consiguiente, el filtro de predicción para un componente de frecuencia fj se deriva a partir de los datos sísmicos para una frecuencia que está cerca de fj pero que está fuera de la escala de frecuencia dentro de la cual ocurre el ruido rompiente. Esto es una aproximación razonable, proporcionó que las características de la señal de interés son idénticas, ó muy similares, para la frecuencia fj y para la frecuencia a la cual el filtro se deriva. En principio, un solo filtro de predicción determinado a partir de datos para una sola frecuencia a la cual el ruido rompiente no está presente se puede aplicar a cada frecuencia a la cual el rompiente está presente. Esto sin embargo tiene la desventaja potencial de que si el filtro se corrompe por alguna razón, entonces la producción obtenida aplicando el filtro será ruidosa en cada frecuencia en la escala de ruido de rompimiento. Por consiguiente es preferible que se utilice una pluralidad de filtros de predicción, cada uno determinado a partir de datos a una frecuencia diferente, de manera que el efecto de un filtro corrompido se reducirá. Es particularmente preferible que cada filtro de predicción se aplica a datos a solamente una frecuencia en la escala de ruido de rompimiento. Esto significa que el número de filtro de predicción diferentes requeridos es igual al número de frecuencias a las cuales el ruido rompiente está para ser atenuado - y, como se observa arriba, cada filtro de preferencia se determina a una frecuencia cerca de la escala de ruido de rompimiento.
- 13 - En una modalidad particularmente preferida de la invención, el filtro a aplicarse a los datos a la frecuencia fL se deriva a partir de datos a la frecuencia fH+i . La frecuencia fH+i está, como se observa arriba, fuera de la escala a la cual ocurre el ruido rompiente, y es la frecuencia más baja fuera de la escala a la cual ocurre el ruido rompiente. Las características de señal a la frecuencia fH+i deben ser similares a aquellas para la frecuencia fL. En esta modalidad, el filtro a aplicarse a la frecuencia fL+i se deriva a partir de los datos esquemáticos a fH+2- Otra vez, la frecuencia fH+2> está fuera de la banda de frecuencia dentro de la cual ocurre el ruido rompiente , y la señal de interés a la frecuencia fn+2 debe ser similar a la señal de interés en fL+i . Además, en esta modalidad, para cada frecuencia f¡ dentro de la banda de frecuencia para la cual ocurre el ruido rompiente, el filtro de predicción asociado se determina a partir de datos sísmicos a una frecuencia f¡-L+H+i - Por eso, finalmente, el filtro de predicción para la frecuencia más alta fH en la banda de ruido rompiente se deriva a partir de datos sísmicos a la frecuencia Í2H-L+I - La escala de frecuencia en la cual el filtro de predicción se deriva por eso comienza a fH+i , y esta frecuencia satisface dos criterios importantes. En primer lugar, datos conseguidos a esta frecuencia, ó a una frecuencia superior, se supone que están libres de ruido rompiente. En segundo lugar, esta frecuencia está tan cerca como es posible a la frecuencia fu, de manera que la señal de interés debe ser similar a frecuencias fH+i y f_.- Además, en esta modalidad
- 14 -cada filtro se aplica solamente a datos a una frecuencia, de manera que se disminuye el efecto de un filtro corrompido. La Figura 3 es un diagrama de flujo de bloque de una modalidad de la presente invención. Inicialmente en la etapa 1 se obtienen datos sísmicos, por ejemplo, utilizando un arreglo de inspección sísmica marina remolcado del tipo que se muestra en la Figura 1 . Los datos sísmicos consistirán de un número de gráficos en general similares a aquellos que se muestran en la Figura 4(a) ó 5(a). La invención de manera alternativa se puede aplicar a datos sísmicos pre-existentes. En este caso, la etapa 1 se reemplaza por la etapa 2 de recuperación de datos sísmicos pre-existentes del almacén. En la etapa 3, los datos sísmicos son Fourier transformados para producir gráficos de datos sísmicos del tipo general que se muestra en la Figura 2 que contienen información en cuanto a la dependencia de frecuencia de la amplitud de un parámetro sísmico. Se debe observar que, en una modalidad en donde datos sísmicos almacenados se recuperan del almacén en la etapa 2, la etapa 3 se puede omitir si los datos sísmicos recuperados ya están en el dominio de frecuencia; esto se indica por una línea quebrada. En la etapa 4, un contador de frecuencia /' se inicia, y en la etapa 5 un filtro Fs se determina para un componente de frecuencia inicial f, en la escala en donde el ruido rompiente está presente en los
- 15 -datos sísmicos. De manera conveniente, la etapa 5 inicialmente se lleva a cabo para el componente de frecuencia más baja a la cual el ruido rompiente está presente, esto es, para la frecuencia f,-=fL (y en este caso la etapa 4 tendrá que poner el contador / igual a L). Como se menciona arriba, en una modalidad preferida el filtro de predicción para la frecuencia fL se determina a partir de datos sísmicos a la frecuencia fH+i. En la etapa 6, los datos a la frecuencia f¡ para todos los gráficos, se operan por el filtro Fs determinado para la frecuencia f,- en la etapa 5, según la ecuación 1 . En la etapa 7, se determina si el filtro se ha aplicado un número de veces pre-determinado (n). El número pre-determinado n se puede especificar por el usuario para procesar una serie de datos particulares. Si la etapa 7 da una determinación "no", en la etapa 8 el filtro Fs se vuelve a aplicar a los resultados obtenidos en la etapa 6. La etapa 7 después se repite, y si aún no se obtiene una determinación "sí", las etapas 8 y 7 se repiten hasta que se obtiene una determinación "sí". Por ejemplo, un usuario puede especificar que el filtro está para ser aplicado tres veces (n=3), en caso en el cual la etapa 8 se llevaría a cabo dos veces (de manera que el filtro se aplicó una vez a los datos iniciales y dos veces a la producción de iteraciones anteriores). Si se desea, el método puede comprender la etapa (no se muestra) de un usuario definiendo el número de veces que el filtro se debe aplicar.
- 16 - En una modalidad alternativa, la etapa 7 se reemplaza por una etapa de control de calidad (no se muestra), de manera que el filtro se aplica hasta que se obtiene un resultado deseado, y no se aplica un número determinado de veces. Por ejemplo, el residuo obtenido en una etapa se puede comparar con el residuo anterior. En la etapa 9, se determina si el contador indica que el proceso se ha llevado a cabo para todas las frecuencias en la escala en donde el ruido rompiente está presente. Si el valor del contador i no es igual a H entonces f,- no es igual a ÍH, la etapa 9 da una determinación "no", el contador de frecuencia se incrementa a la etapa 10, y las etapas 5-8 después se repiten para la siguiente frecuencia - en este ejemplo, fL+ i . Suponiendo que una determinación "no" aún se obtiene en la etapa 9, el contador otra vez se incrementa a la etapa 10, y las etapas 5-9 se repiten hasta que se obtiene una determinación "sí" en la etapa 9. Una determinación "sí" se obtendrá cuando un método se ha llevado a cabo en todas las frecuencias en la escala fL a fH- esto es, para todas las frecuencias a las cuales los datos contienen ruido rompiente. De manera alternativa, el método puede comprender llevar a cabo las etapas 5 a 8 inicialmente para fH, caso en el cual la etapa 10 comprende disminuir el contador. En esta variación una determinación "sí" se obtiene en la etapa 9 una vez que la frecuencia se ha reducido a fL. Una vez que se obtiene una determinación "sí" en la etapa 9, los resultados del método se puede producir si se desea (no
- 17 -se muestra). La producción de resultados puede incluir, para cada gráfico de datos original, una versión corregida del gráfico de datos de los cuales se ha eliminado el ruido rompiente. El gráfico de datos corregido se puede obtener, por ejemplo, sustrayendo el residuo final obtenido al final del proceso de la etapa de iteración 7 y 8 del gráfico de datos original. Además ó de manera alternativa, la producción de resultados puede incluir el residuo obtenido de cada gráfico de datos. Además ó de manera alternativa los gráficos de datos corregidos se pueden someter a etapas de procesamiento adicionales, para obtener información acerca de la estructura geológica del interior de la tierra, y esto se indica en la etapa 12. Si es necesario, los gráficos de datos corregidos se transforman otra vez al dominio de tiempo en la etapa 1 1 antes de que se aplica la etapa 12. Estas etapas de procesamiento de datos adicionales son convencionales, y no se describirán más aquí. Las Figuras 4(a) a 4(c) y 5(a) a 5(c) ¡lustran resultados de la presente invención. Las Figuras 4(a) a 4(c) ilustran la invención cuando se aplica a datos sísmicos sintéticos, y las Figuras 5(a) a 5(c) ilustran la invención cuando se aplica a datos sísmicos marinos reales. La Figura 4(a) muestra datos sísmicos marinos sintéticos obtenidos utilizando un método de simulación que genera ruido rompiente. Los datos se simularon para un arreglo de inspección sísmica en el cual la llegada directa ocurre aproximadamente 0.8 segundos después de que la fuente acústica se ha accionado. La
- 18 - Figura 4(a) muestra aproximadamente 75 gráficos de datos simulados, en el dominio de tiempo. Cada gráfico muestra la amplitud (eje horizontal) de la presión como una función del tiempo (eje vertical) después del accionamiento de la fuente acústica. Se observará que los gráficos de datos contienen variaciones significativas en amplitud en tiempos antes de la llegada directa. La Figura 4(b) muestra los gráficos de la Figura 4(a) después de que el ruido rompiente se ha atenuado utilizando un método de la invención, y la Figura 4(c) muestra el residuo el cual representa ruido rompiente. (Se debe observar que aunque el método de la invención se lleva a cabo en el dominio de frecuencia, los resultados para los gráficos de datos corregidos y el ruido rompiente se han transformado otra vez al dominio de tiempo para permitir fácil comparación con los gráficos de datos originales). Si la Figura 4(b) se examina, se verá que hay una estructura muy pequeña en los gráficos de datos sísmicos antes de que ocurre la llegada directa en aproximadamente 0.8 segundos después del accionamiento de la fuente acústica. Esto indica que la invención es efectiva al eliminar el ruido rompiente ya que, en la ausencia de ruido, los receptores no deben detectar ninguna energía acústica de la fuente antes de la llegada directa. También se observará que hay estructura significativamente menor en los gráficos de datos sísmicos para tiempos mayores que aproximadamente 3 segundos después del accionamiento de la fuente acústica. Esto indica que la mayoría de la estructura que se ve en gráficos de datos
- 19 -originaies de la Figura 4(a) en 3 segundos ó mayor después de) accionamiento de la fuente acústica no resulta de reflexión por una estructura geológica pero resulta de ruido rompiente. Además se observará que los sucesos en los gráficos de datos sísmicos que ocurren en tiempos de aproximadamente 1 .6 a 3 segundos después del accionamiento de la fuente sísmica son mucho más claros en los gráficos de datos sísmicos de la Figura 4(b) que en los gráficos de datos originales de la Figura 4(a). Esto indica que la atenuación de ruido rompiente ha sido efectiva a lo largo de todo el gráfico de datos. Como resultado, la información acerca de la estructura del interior de la tierra derivada del análisis de estos sucesos debe ser más certera que si los gráficos de datos no corregidos originales de la Figura 4(a) se hubieran utilizado. Las Figuras 5(a) a 5(c) otra vez muestran resultados de la presente invención, pero aplicada a datos sísmicos reales. Estos datos sísmicos se consiguieron utilizando un arreglo de inspección sísmica marina en el cual la llegada directa ocurre aproximadamente 1 .8 segundos después del accionamiento de la fuente acústica. Las Figuras muestran datos para aproximadamente 70 receptores, y estos se disponen como una formación lineal extendiéndose en general lejos de la fuente. Como resultado, el tiempo de llegada del suceso directo aumenta gradualmente de un gráfico al siguiente, como consecuencia de la distancia creciente entre la fuente y el receptor utilizados para conseguir un gráfico particular. Como se ve claramente en la Figura 5(a), los datos
- 20 -sísmicos conseguidos contienen variaciones de amplitud significativas para tiempos antes de la llegada del suceso directo y, como se explica arriba, estas variaciones de amplitud principalmente resultan de ruido rompiente. La Figura 5(b) muestra los gráficos de las Figuras 5(a) después de la atenuación de ruido rompiente utilizando un método de la presente invención. Se verá que las variaciones de amplitud en los gráficos para tiempos antes de la llegada del suceso directo se han reducido significativamente. También se verá que muchos de los sucesos en los gráficos para tiempos de llegada largos también se han eliminado, y esto indica que estos sucesos resultan de ruido rompiente en vez de reflexión por una estructura geológica dentro de la tierra. Los sucesos de interés en los gráficos de datos, los cuales generalmente ocurren en tiempos entre 1.8 y aproximadamente 5-6 segundos después del accionamiento de la fuente son mucho más claros en la Figura 5(b) que en los gráficos originales de 5(a). La Figura 5(c) otra vez muestra el residuo, el cual representa ruido rompiente. Los resultados para los gráficos de datos corregidos y el ruido rompiente otra vez se han transformado de vuelta al dominio de tiempo para permitir fácil comparación con los gráficos de datos originales. Una modalidad preferida del método de filtración ahora no se describirá. Supongamos que D,- denota los datos de entrada. Esto se supone que consiste de N gráficos identificados por el índice en
- 21 -donde 1 < / < N. Estos gráficos se consiguen al mismo tiempo pero por diferentes receptores en una formación de receptor. Cada gráfico contendrá una señal de Interés, y también contendrá ruido rompiente. La señal de interés en el gráfico /'th será denotado por Xs¡ y el valor de ruido rompiente en el gráfico /'th será denotado por XN¡. Por eso:
D2 ~ XS2 + XN2
El filtro de predicción de señal se denota por Fs= [FS i FS2 FS3 . . . FSL], en donde Fsk denota el componente de filtro kth. Fs es un término general para un filtro de predicción derivado a una frecuencia particular fuera de la escala de ruido de rompimiento. El índice k satisface 0 < k = P, en donde P es el número de declives relacionados de señal. La longitud de filtro de preferencia es entre 3 y 10 gráficos. El filtro de predicción se puede derivar por cualquier técnica conveniente tal como, por ejemplo, filtración Wiener. Como se observa arriba, en una modalidad preferida el filtro de predicción para la frecuencia fL se determina a partir de datos a la frecuencia fH+i, el filtro de predicción para la frecuencia fL+1 se determina a partir de datos a la frecuencia fH+2 y así sucesivamente. Un filtro apropiado Fs se aplica a cada gráfico de datos
- 22 -sísmicos a cada frecuencia en la escala (ÍL-ÍH) para todos los gráficos. La señal resultante es previsible como una función de espacio (Canales 1984, arriba). Filtrar los datos de entrada con Fs solamente resultará en el siguiente sistema de ecuaciones lineales:
El lado a mano derecha de la ecuación (1 ) contiene dos términos. El primer término representa la señal prevista para cada gráfico de datos. La ecuación (1 ) supone que el filtro Fs está precisamente correcto, de manera que este término es el componente de señal exacto XS/- de cada gráfico de datos D,-. El segundo término en el lado a mano derecha de la Ecuación (1 ) es el resultado de la circunvolución del ruido rompiente con el filtro de señal, y esto es calificado el "residuo". Si el filtro Fs está precisamente correcto, el residuo no contendrá ninguna de la señal de interés. En la práctica, el filtro Fs derivado a partir de los gráficos de datos D; es poco probable que sea exacto de manera que el residuo del lado a mano derecha de la ecuación (1 ) después de una
- 23 -sola aplicación del filtro contendrá algunos componentes de la señal de interés. Por consiguiente es preferido adoptar una propuesta iterativa, de manera que el término residual se puede atenuar a través de iteraciones adicionales por eso reducir el componente de señal del residuo. Esto se hace volviendo a aplicar el filtro Fs a todo el lado a mano derecha de la ecuación (1 ), y añadiendo los resultados a los resultados correspondientes obtenidos por la primera iteración. La suma de los resultados de las dos iteraciones aumentará la calidad de la señal (los términos en Xs) y atenuará el ruido (el término en XN) a través de interferencia destructiva. Se pueden aplicar iteraciones adicionales tanto como sea necesario, hasta que el sonido se ha atenuado a un nivel satisfactorio. La ecuación (1 ) se lleva a cabo a cada frecuencia en la escala de ruido de rompimiento, utilizando la Fs apropiado (es decir, Fs (f|_) para datos a frecuencia fi_, Fs(f_.+i ) para datos a frecuencia fL+i , etc.). Si el límite de frecuencia más baja de la escala de ruido de rompimiento, FL, es mayor a cero, los datos a frecuencias inferiores a FL no se filtrarán. En este caso, la producción consistirá de: a) para frecuencias de FH+i ó superiores - datos de solo señal no cambiados (ya que no hay ruido rompiente en esta escala en los datos iniciales); b) para frecuencias en escala de FL a FH - datos de solo señal (obtenidos por eliminación de ruido rompiente); y
- 24 - c) para frecuencias inferiores a FL - señal y otros ruidos (no ruido rompiente). Si el límite de frecuencia más baja de la escala de ruido de rompimiento, FL, es cero, la producción consistirá solamente de (a) y (b) arriba. La Figura 6 es un diagrama de bloque esquemático de un aparato 1 1 que es capaz de llevar a cabo un método según la presente invención. El aparato 1 1 se puede utilizar en un arreglo de inspección sísmica marina en lugar del procesador convencional 8 de la Figura 1 , ó se puede utilizar para procesar datos pre-existentes. (Si el aparato 1 1 se utiliza en un arreglo de inspección sísmica marina convencional del tipo en general mostrado en la Figura 1 , el arreglo de inspección sísmica requiere medios para conseguir datos sísmicos en le dominio de espacio de frecuencia y estos se proporcionan de manera conveniente por receptores para conseguir datos sísmicos en el dominio de tiempo y medios de transformación para transformar los datos al dominio de espacio de frecuencia. Los medios de transformación se pueden incorporar en el aparato 1 1 ó pueden ser adicionales a él.) El aparato 1 1 comprende un procesador de datos programable 12 con una memoria de programa 13, por ejemplo en la forma de una memoria de solo lectura (ROM), que almacena un programa para controlar el procesador de datos 12 para procesar datos sísmicos por un método de la invención. El aparato además comprende memoria de escritura/lectura no volátil 14 para almacenar,
- 25 -por ejemplo, cualquiera de los datos los cuales se deben retener en la ausencia de un suministro de energía. Una memoria de "trabajo" ó "de block de notas" para el procesador de datos se proporciona por una memoria de acceso aleatorio RAM 15. Se proporciona un dispositivo de entrada 16, por ejemplo para recibir comandos de usuario y datos. Uno ó más dispositivos de salida 17 se proporcionan, por ejemplo, para exhibir información relacionada con el progreso y resultado del procesamiento. El/los dispositivo(s) de salida puede ser, por ejemplo, un impresor, una unidad de exhibición visual, ó una memoria de salida. Se pueden suministrar grupos de datos sísmicos para procesar a través del dispositivo de entrada 16 u opcionalmente se pueden proporcionar por un almacén de datos legibles para máquina 18. Los resultados del procesamiento se pueden producir a través del dispositivo de salida 17 ó se pueden almacenar. El programa para operar el sistema y para llevar a cabo el método descrito arriba, se almacena en la memoria de programa 13, el cual se puede representar como una memoria de semicoductor, por ejemplo del tipo ROM bien conocido. Sin embargo, el programa bien puede ser almacenado en cualquier otro medio de almacenamiento conveniente, tal como un transportador de datos magnético 13 a (tal como un "disco floppy") ó un CD-ROM 13b.