MÉTODO PARA EXPLORACIÓN Y SEPARACIÓN CONTINUAS DE MÚLTIPLES VIBRADORES SÍSMICOS DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención se refiere al campo de adquisición de datos sísmicos. Específicamente, esta invención es un método para adquirir datos sísmicos utilizando múltiples vibradores sin un requerimiento de tiempo de escucha de exploración múltiple. Los vibradores sísmicos se han utilizado por mucho tiempo en la industria de adquisición de datos sísmicos para generar las señales acústicas necesarias en la exploración geofísica. El uso convencional de vibradores involucra varias etapas bien entendidas. Primero, uno o más vibradores se localizan en un punto de origen en la superficie de la tierra. En segundo lugar, los vibradores se activan por varios segundos, típicamente variando de cuatro a dieciséis, con un señal piloto. La señal piloto típicamente es una señal de exploración que varía en frecuencia durante el período de tiempo en el cual se activan los vibradores. En tercer lugar, los receptores sísmicos se utilizan para recibir y registrar datos de respuesta para un período de tiempo igual al tiempo de exploración más un tiempo de escucha. El período de tiempo sobre el cual los datos se registran incluye en un mínimo el tiempo necesario para que las señales sísmicas viajen a y se reflejen de los reflectores objetivo de interés, y para que
las señales reflejadas regresen a los receptores. En cuarto lugar, los sismogramas se generan por correlación cruzada de los datos registrados con ya sea la señal piloto o una exploración de referencia. En quinto lugar, las etapas de exploración y correlación se repiten varias veces, típicamente cuatro a ocho, y las correlaciones se agregan juntas en un proceso referido como apilado. Finalmente, los vibradores se mueven a un nuevo punto de origen y todo el proceso se repite. Varios problemas se conoce que existen con la tecnología de vibradores convencional. Primero, el proceso de correlación se conoce que resulta en lóbulos laterales de correlación, que pueden influenciar la precisión de los datos procesados finales. En segundo lugar, la distorsión armónica del vibrador resulta en ruido, conocido como fantasmas armónicos, después de la correlación con el piloto. Una solución parcial a este problema es el uso de señales piloto de exploración ascendente, en las cuales la exploración comienza en bajas frecuencias e incrementa a altas frecuencias. Este procedimiento pone a los fantasmas de correlación antes del pico de correlación principal dónde no interferirán con las reflexiones posteriores, y por lo tanto más débiles. Además, para minimizar el ruido de la armónica, múltiples exploraciones se realizan con rotación de fase en incremento de las exploraciones de manera que después de la
correlación y el apilado, se reduce la armónica. Por ejemplo, para suprimir la armónica a través del cuarto orden, cuatro exploraciones pueden realizarse con una rotación de fase de 360 grados dividida por cuatro, es decir, 0, 90, 180 y 270 grados. Los datos sé apilan después de la correlación con las armónicas por consiguiente reducidos, aungue no limitados. En tercer lugar, para poder procesar precisamente los datos registrados, el tiempo de exploración y un tiempo de escucha deben incluirse en el tiempo de registro de los receptores sísmicos por cada exploración. El tiempo de escucha es importante para asegurar que los datos resultantes de cada exploración puedan procesarse precisamente. Además, múltiples exploraciones con frecuencia se requieren para inyectar suficiente energía en la tierra. Múltiples exploraciones cortas pueden resultar en mejor calidad de datos que exploraciones largas a través del uso de rotaciones de fase para reducir el ruido armónico y reduciendo las reverberaciones rodantes de la tierra. Sin embargo, el uso de múltiples exploraciones con cada exploración seguida por un tiempo de escucha limita la proporción a la cual la energía puede ponerse en la tierra y la topografía adquirida. En cuarto lugar, el registro de altas frecuencias puede limitarse por la grabación simultánea de las señales de una disposición de vibradores, cada vibrador en una posición y elevación diferente y tiene un diferente acoplamiento con la
tierra . El costo de las topografías terrestres depende en gran medida del tiempo que toma para registrar la topografía, y el costo se afecta por la longitud de tiempo requerida para registrar los datos en cada estación de origen así como el tiempo que toma para mover los vibradores a la siguiente estación. El tiempo tomado para registrar los datos en cada estación de origen depende del número de exploraciones, la longitud de la exploración, y el tiempo de escucha. Por ejemplo, si cuatro exploraciones de 8 segundos se realizan, cada una tiene un tiempo de escucha de 7 segundos, por lo menos 60 segundos se requieren en cada estación. Los sistemas de adquisición de datos típicos también requieren 3-5 segundos antes de que estén listos para comenzar un nuevo registro, lo cual puede agregar otros 12-20 segundos al tiempo en la estación de origen. Si múltiples estaciones pudieran grabarse simultáneamente, o la necesidad por un tiempo de escucha reducido o eliminado, entonces menos tiempo puede necesitarse para registrar la topografía, por lo tanto reduciendo el costo general de la topografía. Similarmente, métodos mejorados para reducir las correlaciones de lóbulo lateral y los lanlasmas armónicos pueden mejorar la calidad de las topografías terrestres. En 1995, Andersen en la Patente Norteamericana No. 5,410,517 describió un método para poner en cascada
exploraciones de vibradores para eliminar los tiempos de escucha no productivos, mientras aún mantenía las ventajas de utilizar múltiples exploraciones cortas. El método incluye una rotación de fase en incremento de los segmentos de exploración y el uso de una segunda exploración en cascada con un segmento extra de exploración para suprimir los fantasmas armónicos después de la correlación con la referencia. Por ejemplo, pero sin limitación, en un programa de adquisición sísmica en el cual se deseó reducir hasta la armónica de cuarto orden, cuatro segmentos de exploración con una rotación de fase apropiada se requieren. Los ángulos de rotación de fase pueden ser 0, 90, 180 y 270 grados, respectivamente, aunque otras opciones también pueden hacerse. Si segmentos de exploración de ocho segundos se utilizaran y 7 segundos de tiempo de escucha se requieren, entonces el tiempo de registro total es de 39 segundos. Esto compara a una exploración estándar y el tiempo de escucha por 4 exploraciones, lo cual es de 60 segundos. Combinada con la Patente Norteamericana previa de Andersen No. 5,347,494, que describe un método para producir formas de miniondas sísmicas simples con mínima energía de lóbulo lateral, pueden obtenerse datos de vibrador de calidad mejorada. No obstante, aunque con estos datos de calidad mejorada limitaciones del proceso de correlación, problemas con fantasmas armónicos, y limitaciones de disposición están presentes.
Otro método utilizado por la industria para incrementar la proporción de adquisición sísmica es utilizar más de un vibrador y registrar múltiples ubicaciones de origen simultáneamente. Típicamente, las exploraciones piloto con diferentes fases o diferentes márgenes de frecuencia se utilizan para impulsar los diferentes vibradores. Los datos entonces se correlacionan con cada una de las exploraciones piloto individuales para separar los datos. Múltiples exploraciones se utilizan para incrementar la energía, y las correlaciones cruzadas se agregan (apilan) . La rotación de fase de las exploraciones también puede utilizarse para reducir la armónica. La separación de los datos es imperfecta. En lugar de registros de vibrador limpios, los registros separados pueden contener energía residual de otros vibradores que operan simultáneamente. Un procedimiento alternativo para separar las señales del vibrador y eliminar la armónica se toma por el Método Sísmico Vibratorio de Alta Fidelidad (HFVS) descrito en las Patentes Norteamericanas 5,719,821 y 5,721,710 para Sallas, et al. En el método de HFVS, los datos sísmicos registrados no se correlacionan con una señal piloto, sino más bien se invierten utilizando signaturas medidas de vibrador de cada exploración y cada vibrador. Debido a que las signaturas medidas incluyen armónica, la inversión de los registros correspondientes recupera esa armónica en los datos
procesados, y por consiguiente no resulta en ruido adicional en los datos. Debido a que la correlación no se utiliza, los lóbulos laterales de la correlación no existen como un problema potencial. Además, la inversión con una signatura medida del vibrador puede reducir los efectos de acoplamiento variable del vibrador con la tierra. Sin embargo, en este método, el movimiento del vibrador para cada registro de datos se mide y se utiliza en las etapas del procesamiento. El método incluye el ugto de un método de inversión de matriz para separar las señales de vibradores individuales que se graban simultáneamente. La inversión de la matriz requiere que el número de exploraciones M sea mayor que o igual al número de vibradores N para poder resolver un.- conjunto de ecuaciones lineales para las señales de vibrador N. La capacidad de separar las respuestas del vibrador requiere que cualquiera de los dos vibradores deba diferir en por lo menos una de sus exploraciones M. Una forma ventajosa de lograr esto es codificar por fase las exploraciones M, típicamente con un vibrador en una exploración de tiempo con un desplazamiento de fase con relación a los otros vibradores. Las signaturas de vibrador M x N se utilizan para designar una matriz de filtro que convierte los registros de datos M en registros de salida Nr uno por cada vibrador. La separación de los registros del vibrador de hasta 60 dB se ha logrado sin degradación visible de los registros de las
grabaciones simultáneas. El método de HFVS se describe más completamente en asociación con la Figura 1, la cual representa una geometría del sistema de adquisición de datos basado en tierra típico y la Figura 2 la cual representa exploraciones típicas de cuatro vibradores que pueden utilizarse en tal sistema de adquisición de datos. La Figura 1 muestra cuatro vibradores 18, 20, 22 y 24, montados en vehículos 34, 36, 38 y 40. Las cuatro diferentes signaturas transmitidas en la tierra durante la exploración i pueden llamarse Sjlr Si?, Si~Jr Si4. Cada signatura se convoluciona con un diferente secuencia de reflectividad de la tierra eír e2, e3, e4, la cual incluye reflexiones 26 de la interfaz 28 entre las capas de la tierra que tienen diferentes impedancias (el producto de la densidad del medio y la velocidad de propagación de las ondas acústicas en el medio) . Una traza dj registrada en un geófono 30 es una suma de las reflectividades de la tierra filtradas por signatura por cada vibrador. Formular esta traza di(t) de datos matemáticamente registrada para la exploración i es:
donde s¿j{t) = exploración i del vibrador j, e_j(t) = reflectividad de la tierra vista por el vibrador j y ® denota el operador de convolución. Las personas con experiencia en la técnica
entenderán la operación de convolución y el modelo de convolución sobre el cual se basa la Ecuación (1) . Otros lectores pueden referirse a tratados estándares tales como el Diccionario Enciclopédico de Geofísica de Exploración, de R. E. Sheriff, 4 Ed. (2002), publicado por la Sociedad de Geofísicos de Exploración. (Véase las definiciones de "convolución" y "modelo de convolución") . El término ruido en la definición de Sheriff del "modelo de convolución" se ha omitido en la Ecuación (1) . Este modelo es una consecuencia del concepto de que cada onda sísmica reflejada provoca su propio efecto en cada geófono, independiente de cuales otras ondas estén afectando el geófono, y que la respuesta del geófono simplemente es la suma (superposición lineal) de los efectos de todas las ondas. De este modo, en este método N vibradores radian M > N exploraciones en la tierra, que resulta en M trazas de datos registradas. El método de HFVS involucra encontrar un operador, al resolver un conjunto de ecuaciones lineales basándose en las signaturas de vibrador conocidas M x N, que encuentra el conjunto de N reflectividades de la tierra que mejor pronostica los datos registrados. En el dominio de frecuencia, es decir, después de la transformación de Fourier, el conjunto de ecuaciones representado por la Ecuación (1) es lineal y puede escribirse:
s)=??·s)£;(/) (2)
o, en la forma de matriz para M exploraciones y Ai-vibradores,
o SE=£> (4) Si el número de exploraciones es igual al número de vibradores, este sistema de ecuaciones simultáneas puede resolverse para:
E =FD (5)
donde
F=(S)- (6)
F es el filtro u operador que cuando se aplica a los datos los separa en registros de vibrador individuales. Para M > N, la Ecuación (4) puede resolverse por el método de mínimos cuadrados. Para esta situación más general, la Ecuación (4) puede escribirse
S'SÉ = S*D (?)
donde S* es la transposición conjugada de la matriz
S. Entonces,
(8)
filtro F se vuelve
(9)
El método de HFVS puede utilizarse para registrar múltiples puntos de origen simultáneamente utilizando varios vibradores, pero el uso de más vibradores requiere más exploraciones individuales cada una con su propio tiempo de escucha. No se pensó previamente posible eliminar el tiempo de escucha, debido a que los M registros de exploración deben separar medidas no relacionadas para poder resolver el conjunto de ecuaciones lineales, es decir, de otra forma las ecuaciones M (que involucran N desconocida) pueden no ser independientes. Si las exploraciones son en cascada sin un tiempo de escucha, entonces los datos de reflexión de un segmento pueden interferir con los datos del segmento subsiguiente de exploración. Además, puede no existir una correspondencia de uno a uno, entre los datos y los movimientos medidos del vibrador que representan las signaturas puestas en la tierra, de manera que la armónica
puede no manejarse apropiadamente. La presente invención resuelve estos problemas. En una modalidad, la presente invención es un método para operara N múltiples vibradores sísmicos simultáneamente en los mismos o diferentes puntos de origen utilizando exploraciones continuas (es decir, realizando los beneficios de múltiples exploraciones sin la desventaja de un tiempo de escucha al final de cada exploración) , y separar la respuesta sísmica por cada vibrador, lo cual comprende las etapas de (a) cargar cada vibrador con una exploración piloto continua única que consiste de IV segmentos; (b) activar los vibradores y utilizar una disposición de detectores para detectar y registrar las señales combinadas de respuesta sísmica de todos los vibradores; (c) registrar el movimiento medido por cada vibrador durante la exploración; (d) analizar cada registro de movimiento en N registros más cortos que coinciden con los segmentos de exploración, y después compensar el extremo de cada registro más corto lo suficiente para proporcionar en efecto, un tiempo de escucha para el registro de movimiento más corto; (e) formar una matriz s N x N cuyo elemento s±j{t) es el registro de movimiento de vibrador más corto compensado para el ith vibrador y jth segmento de exploración; (f) analizar el registro de datos sísmicos de la etapa (b) en N registros más cortos, cada registro más corto coincidiendo en el tiempo con un registro
de movimiento de vibrador más corto compensado; (g) formar un vector d de longitud N cuyo elemento d¿ es el ith registro de datos más corto de la etapa precedente; (h) resolver la respuesta terrestre Ej (f) utilizando el sistema de IV ecuaciones lineales y N desconocidas, SE=D dónde S±j (/) es la transformada de Fourier de Sij(t) y ¾ (/) es la transformada de Fourier de di(t), dónde i = 1, 2, ... N y j = 1, 2, ... N; y (h) la transformación de Fourier inversa de la respuesta terrestre Ej (f) nuevamente del dominio de frecuencia () para el dominio de tiempo (t) para producir e-,(t). En otras modalidades, los registros de movimiento de vibrador y los registros de datos sísmicos pueden analizarse en M registros más cortos dónde M > N. Además, los movimientos de los vibradores pueden aproximarse al utilizar formas de onda teóricas para las signaturas de origen en lugar de los registros de movimiento medidos. El ruido armónico se reduce además en modalidades preferidas al utilizar señales de exploración para los múltiples vibradores que difieren entre sí sólo en la rotación de fase de uno o más segmentos de exploración. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La presente invención y sus ventajas se entenderán mejor al referirse a la siguiente descripción detallada y los dibujos anexos en los cuales: La Figura 1 es un diagrama esquemático de una
geometría de adquisición basada en tierra típica para cuatro vibradores ; la Figura 2 muestra exploraciones típicas y el tiempo de escucha utilizado para adquirir datos de HFVS con cuatro vibradores; la Figura 3 muestra exploraciones para cuatro vibradores en una modalidad de la presente invención; la Figura 4 muestra exploraciones para cuatro vibradores en otra modalidad de la presente invención; la Figura 5 es un diagrama de flujo que muestra las etapas principales de una modalidad de la presente invención; la Figura 6 muestra los resultados de una simulación de modelo del registro de HFVS; la Figura 7 muestra los resultados de una simulación de modelo de la presente invención; y la Figura 8 muestra los resultados de la Figura 7 por más tiempo que la longitud de segmento de exploración de 8-s. Cambios y modificaciones en las modalidades específicamente descritas pueden llevarse a cabo sin apartarse del alcance de la invención, la cual se pretende que se limite solamente por el alcance de las reivindicaciones anexas. La presente invención es un método para mejorar la eficacia para adquirir datos vibratorios con técnicas de
HFVS. Con el método de HFVS, los datos de varios vibradores que se sacuden simultáneamente en proximidad sísmica entre si se separan al utilizar (en una modalidad) un número de exploraciones codificadas por faser dónde el número de exploraciones es mayor que o igual al número de vibradores, que resultan en un conjunto de ecuaciones lineales que pueden resolverse simultáneamente. La longitud de registro por cada exploración incluye un tiempo de escucha asociado que contiene reflexiones. La presente invención elimina el tiempo de escucha improductivo para múltiples exploraciones pero aún proporciona la capacidad de separar los registros de vibradores y reducir la contaminación de armónica. Las proporciones de producción pueden incrementarse tanto como 30-80%. En la presente invención, múltiples fuentes vibratorias se utilizan para registrar una topografía sísmica terrestre o marina, y las señales se registran por uno o más detectores como se muestra en la Figura 1 para una topografía terrestre. Cada vibrador se excita por una exploración continua diferente que consiste de M segmentos, dónde M debe ser mayor que o igual al número de vibradores N, como se ilustra en la Figura 3 para cuatro vibradores y cuatro segmentos. En la modalidad representada en la Figura 3, cada segmento de exploración se compone de una exploración completa de HFVS convencional, eliminando el tiempo de
escucha entre exploraciones. Al utilizar tal diseño de exploración, el vibrador comienza y finaliza cada segmento de exploración en descanso. Sin embargo, tal restricción no es necesaria para el presente método inventivo. La segmentación de la exploración por cada vibrador es un requerimiento fundamental de la presente invención, pero la exploración no necesita diseñarse alrededor de un segmento pre-seleccionado . De hecho, la segmentación puede ser una etapa arbitraria, después de la acción para analizar una exploración más larga en partes más cortas, con sólo los requerimientos sobre la exploración más larga siendo los mismos para cualquier exploración de vibrador en vibraciones convencionales: la exploración no debe exceder las limitaciones inertes del vibrador, y la exploración debe contener el margen completo de frecuencias necesarias para la penetración y resolución objetivo. Dos tipos particulares de exploraciones que pueden ser familiares para usuarios de vibradores son exploraciones ascendentes (que incrementan la frecuencia en forma estable) y exploraciones descendentes (que disminuyen la frecuencia en forma estable) . Ambas funcionan bien en la presente invención; por ejemplo, los segmentos pueden ser exploraciones ascendentes o exploraciones descendentes. Sin embargo, la presente invención funcionará con segmentos que emplean cualquier tipo de exploración físicamente realizable que incluye lineal, no lineal y pseudo-aleatoria . En algunas
modalidades preferidas, cada segmento de exploración es una exploración lineal ascendente o descendente que abarca el margen completo de frecuencias requeridas para formar imágenes de los reflectores con la resolución deseada que puede ser familiar para aquéllos que diseñan topografías de adquisición sísmica. En otras modalidades, los segmentos de exploración pueden componerse de una combinación de representaciones ascendente y descendente en frecuencia, exploraciones no lineales, o secuencias pseudo-aleatorias . En las modalidades preferidas de la presente invención, la duración de cada segmento es mayor que el tiempo de viaje para los reflectores objetivo o mayor que el tiempo de escucha para el registro convencional. Justo como con el proceso de correlación, la inversión de los datos del vibrador comprime la energía de una exploración o segmento de exploración en un impulso. Si un segundo segmento de exploración comienza más pronto que el tiempo de viaje hasta y de regreso del reflector más profundo de interés (el "tiempo de escucha"), entonces las reflexiones poco profundas del segundo segmento pueden interferir con las reflexiones profundas del primer segmento. Un tiempo inactivo de cualquier longitud puede insertarse entre los segmentos, pero de preferencia el tiempo inactivo es cero debido a que éste es el valor de la invención. Como se utiliza en la presente junto con la presente invención, una "exploración continua"
quiere decir una exploración en la cual cualquier tiempo inactivo entre los segmentos de exploración de preferencia es cero, pero no más que el tiempo de escucha utilizado en HFVS convencional . La exploración para cada vibrador debe ser única, es decir, ninguno de los dos vibradores puede tener exactamente la misma exploración. Esto es necesario para que los datos para cada vibrador puedan separarse de los otros vibradores. Una forma de lograr esto es al aplicar una rotación de fase a uno o más de los segmentos de la exploración. Por ejemplo, el primer vibrador puede tener el primer segmento de la exploración a 90 grados de todos los otros segmentos. El segundo vibrador puede tener el segundo segmento a 90° de los otros segmentos. El tercer vibrador tiene el tercer segmento a 90° de los otros segmentos. Este modelo puede continuar para N vibradores y N segmentos como se muestra en la Figura 3. Alternativamente los ángulos de fase discutidos en las patentes de HFVS pueden utilizarse para los diferentes segmentos. Utilizando la secuencia en cascada descrita por Anderson en la cual los segmentos subsecuentes se rotan por fase por 0, 90, 180 y 270 grados combinados con la rotación de fase de 90° anterior, como se muestra en la Figura 4, tiene ventajas particulares para reducir armónica. Otras formas de generar una exploración única al utilizar diferentes márgenes de frecuencia,
proporciones de exploración, o al utilizar diferentes exploraciones aleatorias también puede utilizarse en la presente invención. La Figura 5 es un diagrama de flujo que muestra las etapas principales de una modalidad de la presente invención. En la etapa 101, las exploraciones, como se muestra por ejemplo en las Figuras 3 ó 4, se cargan en los controladores de vibrador para los vibradores correspondientes. Cada vibrador recibe una exploración única, convenientemente (pero no necesariamente) lograda por la técnica de rotación de fase discutida previamente. A diferencia del método de HFVS, la exploración es una exploración continua, larga, sencilla, ejemplificada por las exploraciones mostradas en la Figura 3 y la Figura 4 qué se componen de cuatro segmentos de 8 s cada uno, seguida por un tiempo de escucha de 8 s. Esto se contrastará con la exploración de HFVS típica de la Figura 2 en la cual existen cuatro exploraciones de 8 s, pero cada una es seguida por un tiempo de escucha de 3 s. De este modo, en este ejemplo, para conseguir la misma cantidad de energía de origen en la tierra toma 64 s con HFVS cuando se compara con cuarenta s con el presente método inventivo. Cada una de las N exploraciones continuas sencillas utilizadas en la etapa 101 para los N vibradores debe dividirse en por lo menos N segmentos, cada segmento en la exploración de cualquier vibrador siendo de la misma longitud (duración de tiempo) que
los segmentos correspondientes en las exploraciones de todos los otros vibradores. Por ejemplo, el segundo segmento debe ser de la misma longitud para todos los vibradores, como debe ser el cuarto segmento (o cualguier otro) , pero la longitud de los segundos segmentos puede ser diferente que la longitud del cuarto. En la etapa 102 (puede realizarse antes de la etapa 101) , los vibradores se localizan en lugares preseleccionados . Todos los vibradores entonces se excitan simultáneamente por su exploración piloto correspondiente (etapa 103) , y un registro largo sencillo se registra de uno o más detectores en la etapa 104. La longitud del registro de datos será la longitud de la exploración piloto más un tiempo de escucha. Además, los movimientos medidos de cada vibrador, típicamente señales de acelerómetros montados en la placa base y sobre la masa de reacción de cada vibrador se registra. Además su uso en las matrices s y S en las Ecuaciones (l)-(5)r esta señal de fuerza terrestre, la cual puede calcularse como la suma ponderada de masa de la placa base y las señales del acelerómetro de masa de reacción, típicamente se utiliza como un bucle de realimentación para controlar la excitación del vibrador. Cualquier otra señal tal como la señal piloto misma que puede considerarse representativa de la signatura de origen puede utilizarse para los propósitos de la presente invención.
En la etapa 105, los registros de movimiento medidos por cada vibrador se analizan en M trazas (registros más cortos) compuestas de los segmentos de tiempo individuales M _> N en los cuales las exploraciones piloto se dividieron en la etapa 101. Los registros más cortos entonces se extienden al agregar ceros al final, llamado compensando las trazas. La compensación final debe extender la duración lo suficiente para, en efecto (no en realidad) , proporcionar un tiempo de escucha (tiempo de viaje de onda sísmica de dos vías hasta el reflector más profundo de interés) para el segmento. En mayor compensación más allá de la cantidad deseada incrementará el tiempo de cálculo sin beneficio agregado. Los ceros o compensación también pueden aplicarse al comienzo de cada traza si se desea. Debido a que la longitud de segmento se elige para ser mayor que el tiempo de escucha deseado, puede ser conveniente estandarizar la duración total de la compensación para ser la misma que la duración original del segmento de manera que la longitud de traza total sea dos veces la longitud de segmento. Las M trazas se vuelven parte de la matriz s de exploración de la Ecuación (1) . Por ejemplo, sn es igual al movimiento medido para el primer vibrador por la duración del primer segmento más la compensación de ceros al final del segmento. El elemento s12 es igual al movimiento medido para el primer vibrador .por la duración del segundo segmento más la
compensación de ceros al final del segmento, etc. En la etapa 106, una copia del registro de datos de geófono se analiza para hacer N registros más cortos, cada uno de duración igual a una duración de segmento más la duración de la longitud compensada utilizada por los movimientos medidos . En una modalidad de la presente invención, el primer registro puede corresponder al primer segmento más los datos antes y después del segmento que corresponde al tiempo compensado. El segundo registro puede consistir del segundo segmento más el tiempo compensado, etc. Los N registros forman el vector d que aparece en la Ecuación (1) anterior. La compensación final en la etapa 105 debe ser de suficiente duración para capturar la respuesta sísmica debido al final de ese segmento de movimiento de origen. Si se desea, más exploraciones pueden realizarse para formar energía, agregar más filas a la matriz s de exploración y al vector á de datos. Debido a que el sistema de ecuaciones simultáneas no será lineal en el dominio de tiempo, la transformada de Fourier se calcula produciendo la matriz S y el vector D, y un filtro F de separación e inversión se deriva en la etapa 107 al invertir la matriz S utilizando la Ecuación (9) . La ecuación (6) puede utilizarse si M se elige para ser igual que N. Para M > Nr el sistema de ecuaciones se sobre-determina, y una solución de mejor ajuste se obtiene utilizando un criterio tal como mínimos cuadrados.
Este procedimiento puede ser útil aún donde M se elige para ser igual que N debido a que uno de los vibradores puede no estar temporalmente disponible y el registro puede proceder con menos vibradores. El método puede proceder aun si el número de vibradores cae temporalmente a una adquisición de duración. Una persona con experiencia en la técnica entenderá que aunque el formalismo de la matriz se utiliza en la descripción precedente, cualquier método, numérico o analítico, para resolver las M ecuaciones lineales simultáneas en N desconocidas puede utilizarse en la presente invención. Después, en la etapa 108, el filtro se aplica al vector de datos D, y la transformada de Fourier inversa se calcula resultando en N registros separados Ej f) dónde es la frecuencia. Con el procedimiento anterior, la armónica y los datos de segmentos subsecuentes y previos aparecerán en mayores veces que la longitud de segmento, y no interferirán con las reflexiones objetivo. Las personas con experiencia en la técnica entenderán que el filtro F puede ser de transformada inversa para el dominio de tiempo y después aplicarse a los datos de dominio de tiempo. Similarmente, el orden de las etapas 106 y 107 puede intercambiarse. Tales procedimientos alternativos son cambios insustanciales y por lo tanto equivalentes al procedimiento descrito en lo anterior, y por lo tanto son parte de la presente invención.
Ejemplos La Figura 6 y la Figura 7 comparan los primeros 2.5 segundos de los datos modelo después del proceso de separación e inversión utilizando el método de HFVS convencional (Figura 6) y el método de la presente invención (Figura 7) . Los datos modelo se generan utilizando 51 receptores, a 121.22 metros (400 pies) de separación. Cuatro fuentes se localizan a distancias de 1524, 2540, 3555 y 4572 metros (5000, 8333, 11666 y 15000 pies) del primer receptor. Los datos para cada ubicación de origen se convolucionaron con signaturas de vibrador reales de las medidas de campo y se combinaron para simular la adquisición simultánea de las cuatro fuentes. La exploración de vibrador para HFVS fue de una exploración lineal de 8-s de 8 a 128 Hz. La exploración de vibrador para la presente invención es una exploración de 32-s compuesta de cuatro segmentos de 8-s. El eje horizontal en cada figura despliega la ubicación del receptor, por fuente. Los resultados después de la separación e inversión de los datos modelo muestran poca diferencia entre los dos métodos, y ambos separan perfectamente los datos de reflexión para las 4 fuentes. La Figura 8 muestra los resultados separados e invertidos generados por la presente invención por un periodo de tiempo más largo de la exploración continua que se muestra en la Figura 7. El segmento de exploración es una exploración
descendente. Como puede observarse, los registros separados están limpios para los primeros 8 segundos, lo cual corresponde a la longitud de segmento ilustrada en la Figura 3. (Esto ilustra la razón del porqué la longitud de segmento en la presente invención se elige de preferencia para ser por lo menos tan grande como el tiempo de viaje de onda sísmica hacia abajo y hacia atrás ascendente del reflector más profundo de interés). La interferencia de la exploración subsecuente ocurre después de 8 s y la interferencia de la exploración previa ocurre después de 15 s. Éstas se separan en ubicaciones de origen individuales. El ruido de la armónica, el cual de preferencia no se correlaciona con las signaturas de vibradores apropiadas, aparece después de la interferencia primaria de la exploración subsecuente en aproximadamente 10-14 segundos. La descripción anterior se dirige a las modalidades particulares de la presente invención con el propósito de ilustrarla. Será aparente, sin embargo, para alguien con experiencia en la técnica que muchas modificaciones y variaciones a las modalidades descritas en la presente son posibles. Por ejemplo, en la etapa 107 de la Figura 5, el sistema de ecuaciones es la transformada de Fourier para el dominio de frecuencia. Cualquier otra transformada que produzca un sistema de ecuaciones lineales en el dominio de transformada funcionará en el presente método inventivo, y
las reivindicaciones anexas se entenderán para incluir cualesquier transformadas, Todas las modificaciones y variaciones se pretenden para estar dentro del alcance de la presente invención, como se define en las reivindicaciones anexas .