MX2014003060A

MX2014003060A - Sistemas y metodos de filtracion de dominio de frecuencia y discriminacion de dominio de espacio-tiempo de datos sismicos.

Info

Publication number: MX2014003060A
Application number: MX2014003060A
Authority: MX
Inventors: Anthony James Day; Tilman Kluver
Original assignee: Pgs Geophysical As
Priority date: 2013-03-14
Filing date: 2014-03-13
Publication date: 2014-10-01
Also published as: EP2778718A3; AU2014201491A1; AU2014201491B2; MX347470B; EP2778718B1; SG10201400612WA; BR102014005822A2; US9696445B2; EP2778718A2; US20140269183A1

Abstract

Se describen sistemas y métodos computacionales que combinan filtros de dominio de frecuencia-número de onda ("dominio f-k") globales con selección de evento basada en autoimagen localizada, para generar un campo de onda resultante con impresiones de filtro reducidas sobre bordes de recopilación, ruido reducido y tratamiento correcto de energía no distinguible; los métodos son ejecutados aplicando filtros a la serie completa de datos sísmicos recopilados en el dominio f-k, para obtener un campo de onda resultante de datos registrados de presión y/o velocidad de partícula; la salida del filtro es descompuesta iterativamente de acuerdo con valores de inclinación locales usando procesamiento de autoimagen basado en descomposición de valor singular ("SVD"); las mismas localizaciones de muestra son extraídas usando SVD de la entrada, además de generar entrada para una iteración subsiguiente con datos retirados ya procesados; los métodos de procesamiento de autoimagen permiten el tratamiento correcto de la energía aliada espacialmente en la filtración del dominio f-k.

Description

SISTEMAS Y MÉTODOS DE FILTRACIÓN DE DOMINIO DE FRECUENCIA Y DISCRIMINACIÓN DE DOMINIO DE ESPACIO-TIEMPO DE DATOS SÍSMICOS ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En las últimas décadas, la industria petrolera ha invertido mucho en el desarrollo de técnicas de estudio sísmico marino que generen conocimiento de formaciones subterráneas debajo de una masa de agua con el fin de encontrar y extraer valiosos recursos minerales, tal como el petróleo. Las imágenes sísmicas de alta resolución de una formación subterránea son esenciales para la interpretación sísmica cuantitativa y el monitoreo mejorado de los depósitos. Para una investigación sísmica marina típica, una embarcación de exploración sismológica remolca una fuente sísmica y uno o más cables marinos que forman una superficie de adquisición de datos sísmicos por debajo de la superficie del agua y sobre una formación subterránea a ser investigada en búsqueda de depósitos minerales. El barco contiene equipo de adquisición sísmica, tal como control de navegación, control de fuente sísmica, control de receptor sísmico y equipo de registro. El control de fuente sísmica provoca que la fuente sísmica, la cual normalmente es un arreglo de elementos fuente, tales como pistolas de aire produzca impulsos acústicos en los momentos seleccionados. Cada impulso es una onda de sonido que se desplaza a través del agua y dentro de la formación subterránea. En cada interfaz entre los tipos diferentes de rocas, una porción de la onda de sonido es refractada, una porción de la onda de sonido es transmitida, y otra porción es reflejada de regreso hacia el cuerpo de agua para propagarse hacia la superficie. Los cables sísmicos marinos arrastrados debajo del barco son estructuras similares a cable alargadas. Cada cable marino incluye un número de receptores o sensores sísmicos que detectan los campos de onda de presión y/o velocidad con las ondas de sonido reflejadas de regreso al agua desde la formación subterránea. Los campos de onda de presión y velocidad en la superficie de adquisición son procesados para producir imágenes sísmicas de una formación subterránea. Sin embargo, frecuentemente la obtención de una imagen enfocada de la formación subterránea es complicada por los campos de onda de presión y velocidad que se contaminan con ruido. Como resultado, investigadores, desarrolladores y profesionales de los métodos analíticos relacionados con la exploración-sismología siguen buscando aproximaciones computacionalmente eficientes para filtrar el ruido.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Las figuras 1A-1 B muestran una vista lateral en elevación y una vista superior, respectivamente, de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos.

La figura 2 muestra una vista en elevación lateral de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos con una vista ampliada de un receptor.

La figura 3 muestra trayectorias de rayos que representan una interacción de campo de onda primaria con una ¡nterfaz subterránea y detección subsiguiente en receptores de cable marino.

La figura 4A muestra una gráfica de un ejemplo de recopilación de rastros asociados con la detección de energía acústica reflejada de una sola interfaz de una formación subterránea.

La figura 4B muestra una recopilación de rastros después de la corrección normal.

La figura 4C muestra un ejemplo de una recopilación sísmica compuesta de dieciséis rastros.

La figura 5 muestra un diagrama de control de flujo de un método de filtración del dominio de frecuencia-número de onda y descomposición del valor singular localizado ("SVD").

La figura 6 muestra un ejemplo de datos de recopilación de hidrófono.

La figura 7 muestra un diagrama de flujo de control de un método para extracción de SVD.

La figura 8 muestra un ejemplo general de extracción de SVD realizada en una recopilación sísmica.

La figura 9 muestra operaciones matemáticas de SVD.

La figura 10 muestra un diagrama de control de flujo de un método de filtración del dominio de frecuencia-número de onda y SVD localizado aplicado a datos de velocidad de partícula ascendente.

La figura 11 muestra un ejemplo de un sistema de cómputo generalizado que ejecuta métodos para procesar datos sísmicos.

Las figuras 12A y 12B muestran resultados computacionales de campo de onda de presión ascendente.

Las figuras 13A y 13B muestran un campo de onda ascendente y la diferencia con la salida de la generación del dominio estándar de frecuencia-número de onda.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Esta descripción presenta sistemas y métodos computacionales que combinan filtros de dominio global de frecuencia-número de onda ("dominio f-k") con selección de evento basado en autoimagen localizada (por ejemplo, autoimágenes basadas en descomposición de valor singular ("SVD")), para generar un campo de onda resultante con impresiones de filtro reducidas sobre bordes de recopilación, impresiones de filtro reducidas sobre ruido y tratamiento correcto de energía no distinguible. Los métodos son ejecutados aplicando filtros a la serie completa de datos sísmicos recopilados en el dominio f-k, para obtener un campo de onda resultante de datos registrados de presión y/o velocidad de partícula. El filtro puede ser cualquier filtro usado en el dominio f-k. La salida del filtro es descompuesta iterativamente, ya sea muestra por muestra o en pequeñas ventanas de datos traslapados, de acuerdo con inclinaciones locales usando procesamiento de autoimagen basado en SVD. Las mismas localizaciones de muestra son extraídas usando SVD de la entrada, además de generar entrada para una iteración subsiguiente con datos retirados ya procesados. La aproximación iterativa asegura el manejo apropiado de los valores de inclinación en conflicto. Descomponiendo los datos en eventos locales con inclinaciones conocidos se pueden superar las limitaciones de alias espaciales de operadores globales.

Las figuras 1A y 1 B muestran una vista lateral en elevación y una vista superior, respectivamente, de un sistema de adquisición de datos sísmicos marinos compuesto por un barco de exploración de estudio de sismología 102 remolcando una fuente 104 y seis cables marinos separados 106-1 1 1 situados debajo de una superficie libre 1 12. En este ejemplo, cada cable sísmico marino está unido en un extremo al barco de sondeo 102 mediante un cable de transmisión de datos de la sonda sísmica marina. En el ejemplo de las figuras 1A y 1 B, los cables marinos 106-1 11 forman una superficie de adquisición del receptor plano horizontal situado debajo de la superficie libre 112. Sin embargo, en la práctica, la superficie del receptor de adquisición puede ser delicadamente variable debido a las corrientes marinas activas y las condiciones climáticas. En otras palabras, aunque los cables 106-11 1 se ilustran en las figuras 1A y 1 B como si fueran rectos, en la práctica, los cables remolcados pueden ondular como resultado de condiciones dinámicas del cuerpo de agua en el que los cables se sumergen. Debe observarse que una superficie de adquisición del receptor no está limitada a tener una orientación horizontal con respecto a la superficie libre 112. Los cables marinos pueden remolcarse a profundidades que orientan la superficie del receptor de adquisición en un ángulo con respecto a la superficie libre 112 o de modo que uno o más de los cables se remolcan a diferentes profundidades. Debe observarse además que una superficie del receptor de adquisición no está limitada a seis cables sísmicos como se muestra en la figura 1 B. En la práctica, el número de receptores utilizados para formar una superficie del receptor de adquisición puede variar de tan pocos como un cable sísmico a tantos como 20 o más cables sísmicos.

La figura 1A incluye un plano xz 122 y la figura 1B incluye un plano xy 124 del mismo sistema de coordenadas cartesiano con tres ejes coordinados espaciales ortogonales denominados x, y y z. El sistema de coordenadas se utiliza para especificar orientaciones y ubicaciones de coordinadas dentro de un cuerpo de agua. La dirección x especifica la posición de un punto en una dirección paralela a la longitud de los cables sísmicos y se refiere como la dirección "longitudinal". La dirección y especifica la posición de un punto en una dirección perpendicular al eje x y es sustancialmente paralela a la superficie libre 112 y se refiere como la dirección "transversal". La dirección z especifica la posición de un punto perpendicular al plano xy (es decir, perpendicular a la superficie libre 1 12) con la dirección z positiva apuntando en sentido opuesto a la superficie libre 112. La profundidad del cable sísmico debajo de la superficie libre 112 puede estimarse a diferentes ubicaciones a lo largo de los cables sísmicos utilizando dispositivos de medición de profundidad unidos a los cables sísmicos. Por ejemplo, los dispositivos de medición de profundidad pueden medir la presión o utilizar mediciones acústicas de distancia. Los dispositivos de medición de profundidad pueden integrarse con consoladores de profundidad, tales como los dispositivos de proyección contra minas o las cometas marinas, que controlan y mantienen la profundidad y la posición de los cables sísmicos marinos conforme los cables sísmicos marinos se remolcan a través de un cuerpo de agua. Los dispositivos de medición de profundidad normalmente se colocan en intervalos (por ejemplo, intervalos de aproximadamente 300 metros) a lo largo de cada cable sísmico marino. Véase que en otras modalidades pueden utilizarse boyas para mantener la orientación y profundidad de los cables sísmicos marinos por debajo de la superficie libre 1 12.

En las figuras 1A-1 B, los rectángulos sombreados 126 representan receptores o sensores que son espaciados a lo largo de cada cable sísmico marino. Los cables sísmicos marinos 106-11 1 son cables largos que contienen líneas de energía y de transmisión de datos que conectan los receptores 126 con los equipos de adquisición sísmica localizados a bordo del barco de sondeo 102. Cada receptor puede ser un sensor doble que incluye un sensor de movimiento de partículas que detecta el desplazamiento vertical dentro del cuerpo de agua con el tiempo, detectando el movimiento, velocidad o aceleración de las partículas, y un sensor de presión que detecta variaciones de la presión de agua con el tiempo. En otras modalidades, cada receptor puede ser un sensor multicomponente compuesto de un sensor de presión y dos o más sensores de movimiento de partículas que registran el desplazamiento en dos o más direcciones diferentes, tales como un sensor de movimiento de tres componentes que registra el movimiento de partículas en dirección vertical, lineal y transversal.

La figura 1A muestra una vista en sección transversal del barco de sondeo 102 que remolca la fuente 104 y los cables sísmicos marinos por encima de una formación subterránea 128. La curva 130 representa una superficie en el fondo de un cuerpo de agua localizado por encima de la formación subterránea 128. La formación subterránea 128 está compuesta de un número de capas subterráneas de sedimentos y roca. Las curvas 132, 134 y 136 representan interfaces entre las capas subterráneas de diferentes composiciones. Una región sombreada 138, rodeada en la cima por una curva 140 y en el fondo por una curva 142, representa un depósito subterráneo rico en hidrocarburo, cuyas coordenadas de profundidad y de posición pueden determinarse mediante un análisis de los datos sísmicos recolectados durante un sondeo sísmico marino. Conforme el barco de sondeo 102 se mueve sobre la formación subterránea 128, la fuente 104 produce ondas de presión a intervalos espaciales y temporales. En otras modalidades, la fuente 104 puede remolcarse mediante un barco independiente de sondeo o un número de fuentes pueden remolcarse mediante un número de barcos diferentes. La fuente 104 puede ser una pistola de aire, un vibrador marino, o un arreglo de pistolas de aire y/o vibradores marinos. La figura 1A ilustra una onda de presión en la forma de un impulso acústico que se expande hacia afuera desde la fuente 104 como un campo de onda de presión 144 representado por semicírculos de radio creciente centrado en la fuente 104. En efecto, los campos de onda se muestran en la sección transversal del plano vertical de la figura 1A. La porción expandiéndose hacia afuera y hacia adentro del campo de onda de presión 144 se denomina "el campo de onda primario", el cual finalmente alcanza la superficie 130 de la formación subterránea 128, en cuyo punto el campo de onda primario se refleja parcialmente desde la superficie 130 y se refracta parcialmente hacia abajo en la formación subterránea 128, convirtiéndose en ondas elásticas dentro de la formación subterránea 128. En otras palabras, en el cuerpo de agua, el impulso acústico está compuesto de ondas compresivas de presión, u ondas P, mientras que en la formación subterránea 128, las ondas incluyen tanto ondas P como ondas transversales, u ondas S. Dentro de la formación subterránea 128, en cada interfaz entre los diferentes tipos de materiales o en las discontinuidades de densidad o en una o más de las otras varias características físicas o parámetros, las ondas de propagación descendentes son reflejadas parcialmente y refractadas parcialmente. Como resultado, cada punto de la superficie 130 y cada punto de las interfaces dentro de la formación subterránea subyacente 128 se convierte en una fuente puntual secundaria potencial a partir de la cual la energía de onda acústica y elástica, respectivamente, puede emanar de manera ascendente hacia los receptores 126 en respuesta al impulso acústico generado por la fuente 104 y a las ondas elásticas de propagación descendente generadas a partir del impulso de presión. Como se muestra en la figura 1 A, generalmente se emiten ondas secundarias de amplitud significativa desde puntos sobre o cerca de la superficie 130, tales como el punto 146, y desde puntos sobre o muy cerca de las interfaces en la formación subterránea 128, tales como los puntos 148 y 150. Ondas terciarias "fantasmas receptores" se producen por ondas secundarias que se reflejan desde la superficie libre 1 12 de regreso hacia los cables marinos 106-11 y la formación subterránea 128.

Las ondas secundarías generalmente se emiten en diferentes momentos dentro de un intervalo de tiempo que sigue al impulso acústico inicial. Un punto sobre la superficie 130, tal como el punto 146, recibe un disturbio de presión que corresponde al impulso acústico inicial más rápidamente que un punto dentro de la formación subterránea 128, tales como los puntos 148 y 150. De manera similar, un punto sobre la superficie 130 directamente abajo de la fuente 104 recibe el impulso acústico más rápido que un punto más distante sobre la superficie 130. Por consiguiente, las veces en las que las ondas secundarias y de mayor orden se emiten desde varios puntos dentro de la formación subterránea 128 se relacionan a la distancia, en el espacio tridimensional, de los puntos desde la fuente 104.

Sin embargo, las ondas acústicas y elásticas viajan a velocidades diferentes dentro de materiales diferentes así como también dentro del mismo material bajo presiones diferentes. Por lo tanto, los tiempos de viaje del campo de ondas primario y el campo de ondas secundario emitidos en respuesta al campo de ondas primario son funciones de la distancia desde la fuente 104 así como también de los materiales y las características físicas de los materiales a través de los cuales la onda primaria viaja. En adición, los frentes de onda de expansión secundarios pueden alterarse conforme los frentes de onda atraviesan las interfaces y conforme la velocidad del sonido varía en los medios que son atravesados por la onda. La superposición de las ondas emitidas desde dentro de la formación subterránea 128 en respuesta al campo de onda primario es un campo de onda generalmente muy complicado que incluye información acerca de las formas, los tamaños, y las características materiales de la formación subterránea 128, incluyendo información acerca de las formas, los tamaños, y las ubicaciones de las diversas características reflejantes dentro de la formación subterránea 128 de interés para los sismólogos de la exploración.

La figura 2 muestra una vista en elevación lateral del sistema de adquisición de datos sísmicos marinos con una vista ampliada 202 de un receptor 204. La vista ampliada 202 revela que el receptor es un sensor doble compuesto de un sensor de presión 206 y un sensor de movimiento de partículas 208. El sensor de presión puede ser un hidrófono. Cada sensor de presión mide los cambios de presión con el tiempo y produce datos de presión que pueden ser representados por: P(xr, t) = A (Úsm(xr¦ k + Inft) ^ 1 ) en donde t representa el tiempo; el subíndice res un índice del receptor; *r son las coordenadas del receptor; A á es la amplitud de los datos de presión, dependiente del tiempo; /"representa la frecuencia; y k es el vector de onda.

Los sensores de movimiento son sensibles al movimiento de las partículas del agua. En general, un sensor de movimiento de partículas registra el movimiento en una sola dirección. Para registrar el campo de onda completo del movimiento de partículas, se usan por lo menos tres sensores de movimiento de partículas no coplanares, y pueden ser sensibles al desplazamiento de las partículas, la velocidad de las partículas o la aceleración de las partículas en el agua. Los datos del sensor de movimiento producidos por los sensores de movimiento de partículas son convertidos en datos de velocidad del movimiento de partículas. Cuando se utilizan sensores de movimiento que son sensibles a la posición, los datos del sensor de movimiento son diferenciados para convertir los datos en datos de velocidad del movimiento de partículas. Cuando se utilizan sensores de movimiento que son sensibles a la aceleración (es decir, acelerómetros), los datos de aceleración de partículas se integran para convertir los datos en datos de velocidad del movimiento de partículas. Los datos resultantes producidos por los sensores de movimiento son los datos de velocidad del movimiento de partículas, que pueden ser representados por: V^fc. t) = a(í) sin ( r - k + 2nft) ( 2 ) en donde a& es la amplitud de los datos de velocidad, dependiente del tiempo; y el subíndice vector " es un vector unitario que representa la orientación del movimiento de las partículas, al que es sensible el sensor.

Por ejemplo, en un cable marino de sensor doble, la dirección « típicamente es normal para la superficie de adquisición de datos. Los cables marinos 1 06-1 1 1 y el barco de sondeo 1 02 pueden incluir electrónicos de detección e instalaciones de procesamiento de datos que permiten que las mediciones desde cada receptor sean correlacionadas con posiciones absolutas en la superficie libre 1 12 y posiciones tridimensionales absolutas con respecto a un sistema de coordenadas tridimensional arbitrario. Los datos de presión y los datos de velocidad del movimiento de partículas representan los campos de onda de presión y velocidad y, por lo tanto, también son referidos como el campo de onda de presión y el campo de onda de velocidad, respectivamente.

En la figura 2, la flecha direccional 2 0 representa la dirección de un campo de onda ascendente detectado por un receptor 212, y la flecha punteada 214 representa un campo de onda descendente producido por la reflexión del campo de onda ascendente desde la superficie libre 112 antes de alcanzar el receptor 212. En otras palabras, el campo de ondas de presión Pixr. t) está compuesto de un componente de campo de ondas de presión ascendente y un componente de campo de ondas de presión descendente, y el campo de ondas de velocidad vsOír- está compuesto de un componente de campo de ondas de velocidad ascendente y un componente de campo de ondas de velocidad descendente. El campo de onda descendente se denomina un fantasma de receptor que contamina los datos de presión y de velocidad de movimiento de partículas y crea huecos en el dominio espectral. Se hace filtración para eliminar los campos de onda descendentes de los datos de presión y velocidad de movimiento de partículas, dejando los campos de onda ascendentes los cuales se utilizan para generar imágenes de la formación subterránea.

Cada sensor de presión y sensor de movimiento de un receptor genera datos sísmicos llamados un "rastro". Un rastro es un registro de una respuesta de la formación subterránea a la energía acústica que pasa desde la fuente 104, a través de las capas subterráneas, y que finalmente es reflejada a un receptor. Un rastro generado por un sensor es un registro de las variaciones de una amplitud dependiente del tiempo, que representa la energía acústica en el campo de onda secundario medido por el sensor. Un campo de onda secundario normalmente llega primero al receptor localizado más cerca de la fuente 104. La distancia desde la fuente 104 hasta un receptor se denomina el desplazamiento fuente-receptor, el cual crea un retraso en el tiempo de llegada de un campo de onda secundario desde una interfaz sustancialmente horizontal dentro de la formación subterránea.

La figura 3 muestra las trayectorias de rayo 301-305 que representan las trayectorias del campo de onda primario de la fuente 104 a la interfaz 132. Los rayos 306-310 representan las trayectorias de la energía acústica reflejada desde la interfaz 132 (es decir, los campos de onda secundarios) hasta los receptores localizados a lo largo del cable sísmico marino 109. Cada sensor de presión mide la presión H* t) y cada sensor de movimiento mide la velocidad del movimiento de partículas *¾(*r*í) de la energía acústica reflejada desde la interfaz 132. Los datos de la presión P(xr, t) y los datos de la velocidad de movimiento de partículas medidos por cada receptor se muestrean en el tiempo y se registran como rastros separados.

La figura 4A muestra una gráfica de una recopilación fuente-receptor de los rastros ejemplares 401-405, asociados con la detección de la energía acústica reflejada desde la interfaz 132 por los cinco receptores localizados a lo largo del cable sísmico marino 109 mostrado en la figura 3. El eje vertical 406 representa el tiempo y el eje horizontal 408 representa los números de rastro con el rastro "1" representando los datos sísmicos generados por el receptor localizado más cerca de la fuente 104 y el rastro "5" representando los datos sísmicos generados por el receptor localizado más lejos de la fuente 104. Los rastros 401-405 pueden representar la variación en la amplitud de los datos de presión P(xr. t) o los datos de velocidad Vf xr* 1) medidos por los sensores correspondientes de los cinco receptores. Los rastros ejemplares incluyen los impulsos 410-414 que representan la llegada de la energía acústica de las reflexiones de la interfaz 132. Los picos, de color negro, y los valles de cada rastro representan la energía acústica medida por los sensores de presión o sensores de movimiento, en donde el eje vertical de un rastro es el tiempo de recorrido de la energía acústica de la fuente a la interfaz al receptor, y los picos y valles indican cambios de presión con respecto a la presión hidrostática de fondo o velocidad de partículas registrada por el sensor de presión o de movimiento. Véase que el tiempo de llegada versus el desplazamiento fuente-receptor es mayor con un mayor desplazamiento fuente-receptor y, en este ejemplo, tiene una forma hiperbólica 316. Los rastros de diferentes pares fuente-receptor pueden corregirse durante el procesamiento de los datos sísmicos para eliminar los efectos de desplazamientos fuente-receptor diferentes en un proceso denominado "corrección normal" ("NMO"). La figura 4B muestra una recopilación de los rastros 410-414 después de que se ha aplicado la NMO para alinear los pulsos en el tiempo según se representa por la línea horizontal 418. Después de las correcciones del NMO, los rastros de diferentes registros de disparo con un punto de reflexión común pueden agruparse para formar un solo rastro durante el procesamiento de datos sísmicos. El agrupamiento mejora la proporción de señal a ruido, reduce el ruido, mejora la calidad de los datos sísmicos, y reduce la cantidad de datos. Un rastro típico no representa una sola reflexión desde una sola interfaz, como se representa en las figuras 4A-4B. En la práctica, un rastro representa la amplitud dependiente del tiempo del cambio de presión o velocidad de partículas asociada con muchas reflexiones de la energía acústica desde dentro de la formación subterránea. La figura 4C muestra una recopilación de 15 rastros registrados durante un periodo de tiempo. Cada rastro, tal como el rastro 420, varía en amplitud en el tiempo y representa la energía acústica reflejada de las interfaces dentro de una formación subterránea, medida por un sensor de presión o un sensor de movimiento de un receptor. La recopilación mostrada en la figura 4C, por ejemplo, representa una recopilación fuente-receptor, una recopilación de receptor común o una recopilación de punto medio común.

La figura 5 muestra un diagrama de control de flujo de un método de filtración del dominio f-k y selección de evento SVD localizado, para generar un campo de onda de presión ascendente denotado por Pup x. t) . En el bloque 501 , los datos de presión Píxr. Ú y los datos de velocidad de movimiento de partículas ^rO^- son recibidos como entrada. Los datos de presión y los datos de velocidad pueden ser ordenados en recopilaciones, tales como recopilaciones de fuente-receptor, recopilaciones de receptor comunes o recopilaciones de punto medio comunes. En el bloque 502, se realiza compensación de baja frecuencia sobre los datos de velocidad de movimiento de partículas Los datos registrados del movimiento de partículas frecuentemente están contaminados con ruido de baja frecuencia debido a las vibraciones en un cable marino remolcado. Puede ser necesario reemplazar la parte de baja frecuencia de los datos de velocidad porque los datos de velocidad normalmente tienen tal proporción de señal a ruido baja sobre esta escala de frecuencia baja. Los datos de velocidad sobre la escala de frecuencia baja pueden ser calculados de los datos de presión sobre la misma escala de frecuencia baja, cuando el espectro de los datos de presión tiene una proporción de señal a ruido satisfactoria, sin huecos espectrales dentro de la escala de frecuencia baja, y la profundidad de los receptores se conoce. Cuando la profundidad de los cables marinos es desconocida, las profundidades se pueden calcular del espaciamiento de frecuencia de los huecos espectrales en el espectro de frecuencia de los datos de presión. Como resultado, la profundidad de los cables marinos se selecciona frecuentemente de modo que la frecuencia del primer espacio espectral de los datos de presión sea más alta que la escala de frecuencia baja sobre la que están contaminados los datos de velocidad. Los huecos espectrales son causados por los fantasmas de receptor anteriormente descritos. Los métodos de uso de datos de presión para compensar los datos de velocidad contaminados con ruido de baja frecuencia se describen en las patentes de EE. UU. 7,684,281 y 7,359,283, propiedad de PGS America, Inc. Las operaciones realizadas en los bloques 504-514 se repiten en varias iteraciones N. El número de iteraciones N puede ser asignado por el usuario a un número fijo que es conocido por anticipado. Alternativamente, N puede ser determinado mientras está corriendo el proceso iterativo. El proceso iterativo de los bloques 504-512 puede ser detenido cuando el nivel de energía de los datos residuales desciende por debajo de un umbral especificado por el usuario. Por ejemplo, cuando la energía residual es menor o igual a 2% de la energía original en los datos de entrada. El número de iteraciones cuando se alcanza este nivel de energía determina N. En este ejemplo, N no se conoce por anticipado. En el bloque 503, un índice de entero positivo es inicializado en uno y se usa para mantener la huella del número de iteraciones, y los datos de salida denotados por Rü r, t} son inicializados en cero. Para cada iteración de las operaciones realizadas en los bloques 503-514, una parte de los datos es procesada y añadida a la salida mientras los datos correspondientes son sustraídos de la entrada. En el bloque 504 se realiza una búsqueda de inclinación sobre una o más de las recopilaciones de datos de entrada, para generar una serie de valores de inclinación. Los valores de inclinación son restringidos a una escala de valores entre ~ 1/c y Ve, en donde c representa la velocidad de propagación de la onda acústica en el agua, que normalmente es de aproximadamente 1500 m/s. Cada valor de inclinación es una velocidad inversa con unidades de s/m. Por ejemplo, el número de valores de inclinación puede variar aproximadamente de 100 a 150. Los valores de inclinación son enviados a una rutina "realizar extracción de SVD" invocada en los bloques 508-510.

La figura 6 muestra un ejemplo de una recopilación de fuente-receptor de presión. El eje horizontal 602 representa el desplazamiento fuente-receptor y el eje vertical 604 representa el tiempo. El desplazamiento fuente-receptor es la distancia desde la fuente, tal como la fuente 104, hasta un receptor en una línea de receptores, tales como los receptores localizados a lo largo de un cable marino. Las curvas 606-612 representan reflexiones de las interfaces en una formación subterránea. Un valor de inclinación, denotado por p, puede ser determinado como la pendiente promedio o aproximada, 614, de una curva que corresponde a las reflexiones desde una interfaz.

En el bloque 505, los datos de presión ?(?t- y los datos de velocidad son transformados del dominio espacio-tiempo ("dominio x-f) al dominio frecuencia-número de onda ("dominio f-k") usando una transformación de Fourier: P(xr. ú?P(k,f) (3a) V^xT. t V^.f) (3b) Para eficiencia y velocidad computacional, la transformación de Fourier puede ser una transformada de Fourier rápida ("FFT").

En el bloque 506, se aplica un filtro a los datos de presión y/o movimiento de partículas, que entonces son combinados para eliminar un componente o característica no deseada de los datos de presión o movimiento de partículas, produciendo datos de salida filtrados resultantes, denotados por Los datos de salida filtrados R(k- f) son un campo de onda del dominio frecuencia-número de onda. Por ejemplo, como se describe arriba con respecto a la figura 2, los datos de presión Pt\r. O medidos por los sensores de presión, frecuentemente están contaminados con fantasmas de receptor, que son los campos de onda descendentes reflejados de la superficie libre. En este caso, el filtro es escalamiento de oblicuidad aplicado a los datos de velocidad verticales, seguido por la suma con los datos de presión, como sigue: p- {k. ) = (p(k. )-g¾(*l/)) (4) en donde p es la densidad del agua en la que se mide la presión y el movimiento de partículas, fp/ es la escalación de oblicuidad.

En este ejemplo, los datos de salida filtrados son el campo de onda de presión ascendente pup {k-f) en el dominio de frecuencia-número de onda.

En el bloque 507, los datos de salida filtrados H¿.f) son transformados del dominio f-k al dominio x-t usando una transformada de Fourier inversa: R(k. f)?R(Xr. O (5) Para eficiencia y velocidad computacional, la transformación de Fourier inversa puede ser una transformada de Fourier rápida inversa ("IFFT").

En los bloques 508-510 es invocada una rutina llamada "realizar extracción de SVD". En el bloque 508, es aplicada la extracción de SVD a los datos filtrados R(xr. fi para producir los datos extraídos *«r(*r**), respectivamente. Los datos extraídos son ?«(*?-. es un campo de onda extraído en el dominio de espacio-tiempo. Por ejemplo, los datos extraídos R ex (Xr' t) pueden ser un campo de onda de presión ascendente extraído en el dominio espacio-tiempo. En el bloque 509, es aplicada la extracción de SVD a los datos de presión P<xr. t) para producir datos de presión extraídos En el bloque 510, es aplicada la extracción de SVD a los datos de velocidad ^n . f) para producir datos de velocidad extraídos En el bloque 51 1 , los datos de salida extraídos de la iteración actual son añadidos a los datos de salida almacenados. En otras palabras, para cada iteración de los bloques 504-51 1 , los datos de salida son determinados filtrando en el bloque 506 para obtener R< r. O y la extracción de SVD se usa en el bloque 508 para obtener datos de salida extraídos R ex(*r' t) . En el bloque 51 1 , los datos de salida finales son acumulados incrementalmente con cada iteración. En el bloque 512, los datos de presión extraídos son sustraídos de los datos de presión de entrada y los datos de velocidad extraídos son sustraídos de los datos de velocidad de entrada, para dar datos de presión y velocidad residuales: Pr„(xr. t) = P(xr. t)-P.x . t) (6a) En el bloque 513 se incrementa el índice /'. En el bloque 514, cuando el índice / es menor de N, se repiten las operaciones de los bloques 503-513. Para la siguiente iteración, los datos de presión residual y los datos de movimiento de partículas dados en las - ecuaciones (4a-4b) contendrán menos eventos de reflexión, porque los eventos de reflexión identificados por la búsqueda previa de inclinación realizada en el bloque 503 han sido eliminados de los datos de entrada. Como normalmente hay varios eventos de reflexión que interfieren con cualquier muestra de tiempo dada, en el bloque 503 es realizada una nueva búsqueda de inclinación sobre los datos de presión y datos de velocidad residuales, lo que identificará progresivamente menos eventos energéticos con cada iteración porque la mayoría de los eventos energéticos ya han sido eliminados de la entrada. La búsqueda de inclinación puede ser detenida después del número fijado de iteraciones, N.

En otras modalidades, en lugar de usar un número fijo de iteraciones, N, un criterio de detención puede ser cuando la energía residual de los datos de entrada desciende por abajo de un umbral de energía predefinida de los datos de entrada originales, lo que indica que la mayoría de la energía de los datos de entrada han sido procesados y añadidos a la salida.

En cada iteración de los bloques 504-512, una parte de los datos de entrada a la iteración es extraída. Como resultado, la entrada a la siguiente iteración contiene menos eventos de reflexión. Aunque es imposible contar estos eventos de reflexión, los niveles de energía asociados se pueden medir. Por ejemplo, los niveles de energía pueden ser estimados calculando la media cuadrática ("RMS") del nivel de amplitud de un rastro sísmico. En cada iteración este nivel de energía disminuirá. Un criterio de detención en el bloque 514 puede ser cuando la RMS de la amplitud desciende por abajo de un cierto porcentaje del nivel de energía en los datos de entrada originales. El usuario puede establecer un nivel de energía residual deseado, tal como 2%, y el proceso iterativo se detendrá automáticamente cuando se alcanza este nivel de energía residual. El número de iteraciones en ese punto determina N, que no se conoce a priorí en esta modalidad.

La figura 7 muestra un diagrama de control de flujo de un método de extracción de SVD invocado en los bloques 508-510 de la figura 5. En el bloque 701 son recibidos los datos recopilados. La figura 8 muestra un ejemplo general de extracción de SVD realizada en una recopilación 802. El eje horizontal 804 representa los índices de rastro y eje vertical 806 representa el tiempo. La recopilación 802, por ejemplo, puede ser una recopilación fuente-receptor, una recopilación de receptor común o una recopilación de punto medio común. La recopilación 802 puede contener los datos de salida resultantes R(xr- t), los datos de presión ?(?G· 0, o los datos de velocidad v- xr. t) .

Volviendo a la figura 7, en el bloque 702 son seleccionadas las dimensiones para una ventana de datos de deslizamiento. La ventana de datos tiene una dimensión de muestra de tiempo y un número de rastros de dimensión. En la figura 8, el rectángulo 808 representa una ventana de datos con n columnas que corresponden a n rastros en la recopilación 802, y m filas que corresponden a m muestras de tiempo de los rastros. En otras palabras, la ventana de datos 808 es una m x n ventana de datos de deslizamiento que es usada para recolectar subgrupos de datos de la recopilación 802. Normalmente, el número de muestras de tiempo es mayor que el número de rastros (es decir, m > n ). La dimensión espacial n de la ventana de datos 808 puede variar desde 2 rastros hasta el número total de rastros que comprenden la recopilación 802.

Volviendo a la figura 7, en el bloque 703 los datos para los n rastros que están dentro de la ventana de datos son alineados de acuerdo con el valor de inclinación determinado para la muestra central de la ventana de datos. En otras palabras, después de que la operación del bloque 702 ha sido ejecutada, los datos que corresponden al valor de inclinación son alineados horizontalmente. En el bloque 704, los datos de la recopilación que están dentro de los límites de la ventana de datos son recolectados, y en el bloque 705 son descompuestos de acuerdo con SVD. La figura 9 muestra una representación matemática de SVD. Una matriz A 902 representa los datos de la recopilación que están dentro de los límites de la ventana de datos 808 en la figura 8. Cada elemento de la matriz A corresponde a un rastro de tiempo muestreado en la ventana de datos 808. Por ejemplo, un elemento de matriz a<* ? de A representa la amplitud de la cea muestra de tiempo del ß? rastro en la ventana de datos 808, en donde a es un entero que varía de 1 a m y ß es un entero que varía de 1 a n. Como se muestra en la figura 9, SVD descompone la matriz A en un producto de tres matrices 904, en donde U es una m x n matriz, S es una « "n matriz diagonal, V es una « * « matriz, y el subíndice T representa la transpuesta conjugada compleja. La matriz U 906 contiene n columnas de autovectores verticales mutuamente ortogonales Ufi 908, cada vector compuesto de m elementos. La matriz V 910 también contiene n columnas de autovectores verticales mutuamente ortogonales VP 912, cada vector compuesto de n elementos. La matriz S 914 tiene n valores singulares S ? localizados a lo largo de la diagonal. Cada valor singular es la raíz cuadrada 916 de un autovalor eß de la matriz de covarianza de A.

Volviendo a la figura 7, en el bloque 706, los valores singulares son ordenados del más grande al más pequeño. Cada valor singular corresponde a una autoimagen de los datos de la recopilación que están con la ventana de datos. Una autoimagen es calculada por: ?ß - USpVT (7) en donde s? es la matriz diagonal S con todos los elementos puestos igual a cero, excepto el valor singular eß y ?ß es la autoimagen asociada con el valor singular diferente de cero *P.

Las autoimágenes asociadas con cada valor singular son mutuamente ortogonales, lo que significa que las autoimágenes no tienen información en común. Cada autoimagen contiene información que es común a todos los rastros de los datos de la recopilación en la matriz A. Por ejemplo, supóngase que todos los rastros (es decir, columnas verticales) de la matriz A son iguales. La matriz A es singular, solo un valor singular en la matriz S no es cero, y la matriz A es la autoimagen asociada con el único valor singular diferente de cero. Ahora supóngase que todos los rastros de la matriz A contienen las mismas señales, pero las señales tienen amplitudes escaladas arbitrariamente. En este caso, la matriz A es singular y la autoimagen asociada con el valor singular más grande contiene la información de escalación de amplitud, que es una propiedad que puede ser usada para extraer un evento local de la recopilación. El evento local corresponde a la inclinación más significativa o más grande en la muestra central de la ventana de datos identificada en la búsqueda de inclinación.

En el bloque 707 es formada una matriz s« poniendo los valores singulares igual a cero, excepto el valor singular más grande determinado en el bloque 705. En el bloque 708 es calculada una autoimagen para el valor singular más grande usando la ecuación (11 ). La autoimagen Afi asociada con el valor singular más grande contiene un evento local que corresponde a la inclinación seleccionada. Las autoimágenes asociadas con los valores singulares remanentes contienen el resto de los datos. El criterio de selección de un evento local depende de la manera en la que se evalúa la pendiente. Por ejemplo, se puede usar la apariencia para determinar la pendiente local. La apariencia se describe en "Semblance and other coherency measures for multichannel data," de N. S. Neidell y M. Turhan Tañer, Geophysics, 1971 , vol. 36, no. 3, p. 482-497. La selección del evento local puede mejorarse usando rastros analíticos para los rastros de la ventana de datos 808. En otras palabras, la operación del bloque 708 puede incluir una transformación de Hilbert que se aplica a cada rastro en la ventana de datos para convertir rastros de valor real en rastros analíticos. La construcción de rastros analíticos se describe en "Complex seismic trace analysis," de M.T. Tañer, F. Koehler, and R.E. Sheriff, Geophysics, 1979, vol. 44, no. 6, p. 1041-1063. Calculando el rastro analítico se pueden explicar los cambios de fase. En el bloque 709, cuando no se ha recolectado la serie completa de datos de recopilación, el control fluye hacia el bloque 710, de otro modo el control fluye hacia el bloque 711. En el bloque 710, la ventana de datos avanza incrementalmente para recolectar un subgrupo diferente de datos de recopilación, y las operaciones de los bloques 703-709 se repiten. En el bloque 711 , las autoimágenes asociadas con cada avance incremental de la ventana de datos a través de los datos de recopilación, se ensamblan para formar datos de recopilación extraídos para los datos de recopilación de entrada.

En la figura 8, una autoimagen 810 de los datos de la recopilación contenidos en la ventana de datos 808 es calculada de acuerdo con la ecuación (11) usando el valor singular más grande de la matriz diagonal S, obtenida para los datos de recopilación en la ventana de datos 808. La ventana de datos 808 avanza por pasos incrementalmente a través de la serie completa de datos de recopilación sísmicos 802. En cada avance incremental de la ventana de datos a un subgrupo diferente de los datos de recopilación, la SVD descrita en los bloques 703-709 genera una autoimagen correspondiente 810, asociada con el valor singular más grande de los datos de recopilación que están dentro de la ventana de datos 808. Las autoimágenes son combinadas para construir unos datos de recopilación extraídos. En la práctica, sólo la muestra central de la ventana de datos es almacenada, y no los datos dentro de la ventana de datos completa. La ventana de datos avanza en el bloque 710 por una muestra y/o localización de rastro. Por ejemplo, las autoimágenes de los datos de recopilación extraídos 812 corresponden a sólo seis de muchas ventanas de datos de los datos de recopilación 802.

La figura 10 muestra un diagrama de control de flujo de un método de SVD localizado aplicado a datos de velocidad de partícula ascendente. En el bloque 1001 es recibida una serie de datos de velocidad de partícula ascendente de la serie es un campo de onda de velocidad ascendente para el cual es tratada correctamente una escala diferente de valores de inclinación, lo que se logra calculando el número de onda horizontal considerando una velocidad de movimiento lineal diferente para la versión de los datos ^"" (fc. ) . Los datos de velocidad ascendente ? "" se pueden calcular a partir de: ^P/kt es la escalación de oblicuidad.

Es de notar que el número de onda en línea es corregido en el dominio f-k por el corte por kx = kx + ·? en donde p es el recíproco de la velocidad de movimiento lineal. El filtro se puede aplicar a datos aliados espacialmente. La velocidad V"p (k.f es el campo de onda de velocidad ascendente en el dominio f-k. En otras palabras,^ (fc,/")es el campo de onda de velocidad sin los fantasmas del receptor. También es de notar que cada miembro de la serie {¾."* (£./)} es la velocidad ascendente para diferentes velocidades de corte. Cada miembro de la serie de datos de velocidad ??"? es correcto para una escala diferente de inclinaciones. En el bloque 1002, un índice entero positivo / es inicializado en uno. Los bloques 1003- 008 son repetidos el número de iteraciones N. El número de iteraciones N puede ser determinado por un criterio de energía residual. En el bloque 1003, es realizada una búsqueda de inclinación sobre uno de los datos de velocidad (fc./) de la serie {v¡*p ( /)} para generar una serie de valores de inclinación. Los valores de inclinación pueden ser restringidos a una escala de valores entre _ 1/r y Ve , siendo c la velocidad de propagación de la onda acústica en el agua, que normalmente es de aproximadamente 1500 m/s. En el bloque 1004, es invocada la rutina "realizar extracción de SVD" anteriormente descrita haciendo referencia a la figura 7, y la extracción de SVD es realizada sobre todos los datos de velocidad ^ (fc. ) de la serie {¾"p ^n e' D'oclue 1005, son identificados los datos de velocidad particulares de la serie {?»"? (^· ')} Para 'os que es tratado correctamente la inclinación identificada de la ventana de datos actual. En el bloque 1006, los datos extraídos son sustraídos de cada dato de velocidad v"v (fe./-) de la serie {¾*f (*./")} para dar la serie de velocidades ascendentes residuales dadas en donde v es(k.f) = v * (k.f)- vZx (k.f) . para cada dé la serie {t^ En el bloque 1007, el índice / es incrementado, y cuando / es menor o igual que N en el bloque 1009, las operaciones de los bloques 1003-1007 se repiten. En otras modalidades, un criterio de detención en el bloque 1008 puede ser cuando las energías residuales descienden por abajo de un umbral predefinido de los datos de entrada originales, como se describe arriba haciendo referencia al bloque 514 de la figura 5.

La figura 11 muestra un ejemplo de un sistema de cómputo generalizado que ejecuta métodos eficientes para filtrar datos de presión y movimiento de partículas, y por lo tanto representa un sistema de procesamiento y análisis de datos geofísicos. Los componentes internos para muchos sistemas de cómputo pequeños, de tamaño medio y grandes, así como también los sistemas de almacenamiento basados en procesador especializados, pueden ser descritos con respecto a esta arquitectura generalizada, aunque cada sistema particular puede caracterizar muchos componentes adicionales, sub-sistemas, y similares, sistemas paralelos con arquitecturas similares a esta arquitectura generalizada. El sistema de cómputo contiene una o varias unidades de procesamiento central ("CPU") 1102-1105, una o más memorias electrónicas 1 108 interconectadas con los CPUs mediante un canal común del sub-sistema CPU/memoria 1 110 o varios canales comunes, un primer puente 1112 que interconecta el canal común de sub-sistema de CPU/memoria 1 110 con canales comunes adicionales 1 1 14 y 11 16, u otros tipos de medios de interconexión de alta velocidad, incluyendo interconexiones de alta velocidad en serie, múltiples. Los canales comunes o interconexiones en serie, a su vez, conectan las CPUs y la memoria con procesadores especializados, tales como un procesador de gráficas 1 18, y con uno o más puentes adicionales 1 120, los cuales se interconectan con enlaces en serie de alta velocidad o con controladores múltiples 1122-1 127, tales como el controlador 1 127, que proveen acceso a varios diferentes tipos de medios legibles por computadora, tales como el medio legible por computadora 1 128, monitores electrónicos, dispositivos de entrada, y otros componentes semejantes, subcomponentes, y recursos computacionales. Los monitores electrónicos, incluyendo la pantalla de monitoreo visual, altavoces de audio, y otras interfaces de salida, y los dispositivos de entrada, incluyendo ratones, teclados, pantallas táctiles, y otras interfaces de entrada semejantes, en conjunto constituyen interfaces de entrada y salida que permiten que el sistema de cómputo interactúe con los usuarios humanos. El medio legible por computadora 1128 es un dispositivo de almacenamiento de datos, que incluye memoria electrónica, unidades de disco óptico o magnético, unidad USB, memoria flash y otros tales dispositivos de almacenamiento de datos. El medio legible por computadora 1 128 puede utilizarse para almacenar instrucciones legibles por una máquina que codifican los métodos computacionales descritos arriba y puede utilizarse para almacenar datos codificados, durante las operaciones de almacenamiento, y a partir del cual los datos codificados pueden recuperarse, durante las operaciones de lectura, mediante sistemas de cómputo, sistemas de almacenamiento de datos, y dispositivos periféricos.

Los sistemas de procesamiento de datos y los métodos descritos anteriormente, producen un producto de datos geofísicos, el cual es el uno o más medios legibles por computadora no transitorios que también incluye los resultados ahí registrados de los métodos de cómputo descritos anteriormente. El producto de datos geofísicos también puede incluir las instrucciones ahí registradas para transferir los datos almacenados en el producto de datos geofísicos a otro medio legible por computadora para su procesamiento adicional. El producto de datos geofísicos puede producirse costa afuera (es decir, mediante un equipo de procesamiento de datos sobre un barco) o en la costa (es decir, en una instalación de procesamiento de datos sobre la tierra) ya sea dentro de los Estados Unidos o en otro país. Cuando el producto de datos geofísicos se produce costa afuera o en otro país, puede importarse en la costa a una instalación en los Estados Unidos. Una vez en la costa en los Estados Unidos, el análisis geofísico puede ejecutarse sobre el producto de datos geofísicos.

Resultados La figura 12A muestra resultados computacionales para campos de onda ascendentes usando separación convencional de campo de onda del dominio f-k. La figura 12B muestra resultados computacionales para un campo de onda ascendente usando el método computacional anteriormente descrito haciendo referencia a la figura 5, usando los mismos datos de presión de entrada y datos de velocidad de partículas usados para generar los resultados convencionales mostrados en la figura 12A. La comparación de los resultados mostrados en las figuras 12A y 12B revela. La elipse 1202 de la figura 12A revela un efecto de borde de apertura. En contraste, la elipse 1204 de la figura 12B revela que el efecto de borde de apertura ha sido eliminado. Aunque la figura 12B incluye más ruido, el ruido permanece local y no se extiende espacialmente con un patrón de entrecruzado. Por ejemplo, la flecha 1206 identifica un patrón de entrecruzado en la figura 12A que no está presente en la figura 12B. Las flechas direccionales 1208-121 1 identifican el ruido en las figuras 12A y 12B, pero el ruido identificado por las flechas direccionales 1208 y 1209 en la figura 12A se extiende espacialmente, mientras que el ruido identificado por las flechas direccionales 1210 y 121 1 es más estrecho.

La figura 13A muestra los resultados computacionales para un campo de onda ascendente usando el método computacional que se describe arriba haciendo referencia a la figura 10. La figura 13B muestra la diferencia entre los resultados mostrados en la figura 13A y la salida del campo de onda ascendente, calculado usando separación de campo de onda convencional y los mismos datos de presión de entrada y datos de velocidad usados para generar los resultados convencionales mostrados en la figura 13A. Los resultados indican que no hay energía coherente presente que indique una falla en el tratamiento correcto de la señal del método. Una elipse 1302 identifica diferencias (es decir, energía no recogida por la descomposición SVD) que ocurren principalmente sobre eventos de valor de inclinación alto, que son no distinguibles y tratadas mejor usando el método descrito anteriormente haciendo referencia a la figura 10.

Modalidades descritas antes no pretenden limitarse a las descripciones anteriores no pretenden limitarse a las descripciones anteriores. Por ejemplo, cualquier número de diferentes implementaciones de métodos de procesamiento computacional que llevan a cabo los métodos antes descritos para filtrar datos de presión y velocidad pueden diseñarse y desarrollarse usando varios lenguajes de programación y plataformas de cómputo diferentes y mediante la variación de los diferentes parámetros de implementación, incluyendo estructuras de control, variables, estructuras de datos, organización modular, y otros parámetros semejantes. Las representaciones computacionales de campos de onda, operadores y otros objetos computacionales pueden implementarse de diferentes maneras. Los sistemas y métodos pueden ejecutarse en tiempo casi real mientras se conduce un sondeo marino de una formación subterránea. El término "tiempo casi real" se refiere a un retraso de tiempo debido a la transmisión de datos y al procesamiento de datos que son suficientemente cortos para permitir el uso puntual de los datos procesados durante la adquisición adicional de datos. Por ejemplo, el tiempo casi real puede referirse a una situación en la que el retraso de tiempo debido a la transmisión y procesamiento es insignificante. En otras palabras, el tiempo casi real se aproxima al tiempo real cuando el tiempo para la transmisión de datos y el procesamiento de datos parece imperceptible El tiempo casi real también se refiere a un retraso del tiempo perceptible para la transmisión de datos y procesamiento de datos pero el retraso de tiempo no es lo suficientemente largo para que el control de calidad no se ejecute.

Se aprecia que la descripción anterior de las modalidades descritas se proporciona para habilitar a cualquier experto en la materia para realizar o utilizar la presente descripción. Para los expertos en la técnica serán evidentes varias modificaciones a estas modalidades, y los principios genéricos que se definen en la presente pueden ser aplicados a otras modalidades sin apartarse del espíritu o el alcance de la descripción. Así, la presente descripción no pretende ser limitada a las modalidades que se muestran en la presente, pero deberá estar de acuerdo con el alcance más amplio consistente con los principios y características novedosas que se describen en la presente.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1.- Un método de filtración de datos sísmicos que usa una o más computadoras programables, programadas para realizar por lo menos las siguientes operaciones: recibir datos de presión y datos de velocidad generados por uno o más sensores multicomponentes de uno o más cables marinos remolcados por un barco de exploración; inicializar un campo de onda filtrado; para un número de iteraciones, aplicar uno o más filtros a los datos de presión y los datos de velocidad para generar un primer campo de onda filtrado; aplicar descomposición de valor singular ("SVD") al primer campo de onda filtrado para generar un campo de onda extraído; actualizar el campo de onda filtrado basándose en el campo de onda extraído; ajusfar los datos de presión y velocidad basándose en los datos de presión extraídos y los datos de velocidad extraídos producidos por la SVD aplicada a los datos de presión y velocidad; y almacenar el campo de onda filtrado en uno o más medios legibles por computadora.

2.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente para el número de iteraciones: aplicar uno o más filtros a los datos de presión y los datos de velocidad para generar un campo de onda filtrado en el dominio de frecuencia- número de onda; y aplicar SVD al campo de onda filtrado para generar un campo de onda extraído en el dominio de espacio-tiempo.

3. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el ajuste de los datos de presión y velocidad comprende: generar datos de presión extraídos basados en la SVD aplicada a los datos de presión; generar datos de velocidad extraídos basados en la SVD aplicada a los datos de velocidad; sustraer los datos de presión extraídos de los datos de presión; y sustraer los datos de velocidad extraídos de los datos de velocidad.

4. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente realizar una búsqueda de inclinación sobre uno o más de los datos de entrada con valores de inclinación entre ~Vc y Ve, en donde c representa la velocidad de propagación de la onda acústica en el agua y el valor de inclinación.

5 - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la realización de SVD al campo de onda también comprende: para cada avance incremental de una ventana de datos a través del campo de onda, recolectar un subgrupo de los campos de onda dentro de la ventana de datos; alinear horizontalmente los datos de campo de onda de acuerdo con un valor de inclinación de una muestra central en la ventana de datos; aplicar SVD a los datos de campo de onda dentro de la ventana de datos; ordenar los valores singulares del más grande al más pequeño; y computar una autoimagen que corresponde al valor singular más grande.

6.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque comprende adicionalmente recibir datos de presión y datos de velocidad, y generar el campo de onda filtrado con ruido reducido en tiempo casi real a bordo del barco de exploración.

7 - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque el número de iteraciones es especificado por el - usuario.

8 - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque la actualización del campo de onda filtrado, basada en el campo de onda extraído, también comprende añadir el campo de. onda extraído al campo de onda filtrado.

9.- Un sistema de computadora para filtrar y reducir el ruido de datos sísmicos, el sistema de computadora comprende: uno o más procesadores; uno o más medios legibles por computadora; y una rutina almacenada en uno o más del uno o más dispositivos de almacenamiento de datos y ejecutada por el uno o más procesadores, la rutina dirigida para: recibir datos de presión y datos de velocidad generados por uno o más sensores multicomponentes de uno o más cables marinos remolcados por un barco de exploración; inicializar un campo de onda filtrado; para un número de iteraciones, aplicar uno o más filtros a los datos de presión y los datos de velocidad para generar un primer campo de onda filtrado; aplicar descomposición de valor singular ("SVD") al primer campo de onda filtrado para generar un campo de onda extraído; actualizar el campo de onda filtrado basándose en el campo de onda extraído; ajustar los datos de presión y velocidad basándose en los datos de presión extraídos y los datos de velocidad extraídos producidos por la SVD aplicada a los datos de presión y velocidad; y almacenar el campo de onda filtrado en los medios legibles por computadora.

10. - El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque comprende adicionalmente para el número de iteraciones: aplicar uno o más filtros a los datos de presión y los datos de velocidad para generar un campo de onda filtrado en el dominio de frecuencia-número de onda; y aplicar SVD al campo de onda filtrado para generar un campo de onda extraído en el dominio de espacio-tiempo.

11. - El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque el ajuste de los datos de presión y velocidad comprende: generar datos de presión extraídos basados en la SVD aplicada a los datos de presión; generar datos de velocidad extraídos basados en la SVD aplicada a los datos de velocidad; sustraer los datos de presión extraídos de los datos de presión; y sustraer los datos de velocidad extraídos de los datos de velocidad.

12. - El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque comprende adicionalmente realizar una búsqueda de inclinación sobre uno o más de los datos de entrada con valores de inclinación entre ~ Vc y Ve, en donde c representa la velocidad de propagación de la onda acústica en el agua y el valor de inclinación.

13. - El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque la realización de SVD al campo de onda también comprende: para cada avance incremental de una ventana de datos a través del campo de onda, recolectar un subgrupo de los campos de onda dentro de la ventana de datos; alinear horizontalmente los datos de campo de onda de acuerdo con un valor de inclinación de una muestra central en la ventana de datos; aplicar SVD a los datos de campo de onda dentro de la ventana de datos; ordenar los valores singulares del más grande al más pequeño; y computar una autoimagen que corresponde al valor singular más grande.

14. - El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque comprende adicionalmente recibir datos de presión y datos de velocidad, y generar el campo de onda filtrado con ruido reducido en tiempo casi real a bordo del barco de exploración.

15. - El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque el número de iteraciones es especificado por el usuario.

16.- El sistema de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque la actualización del campo de onda filtrado, basada en el campo de onda extraído también comprende añadir el campo de onda extraído al campo de onda filtrado.

17. - Un medio legible por computadora no transitorio que tiene instrucciones legibles por una máquina ahí codificadas para permitir que uno o más procesadores de un sistema de cómputo ejecuten las operaciones de: recibir una serie de campos de onda; inicializar un campo de onda filtrado; para un número de iteraciones, realizar una búsqueda de inclinación sobre uno de los campos de onda; aplicar descomposición de valor singular ("SVD") al campo de onda para generar un campo de onda extraído basándose en valores de inclinación determinados en la búsqueda de inclinación; añadir el campo de onda extraído al campo de onda filtrado para actualizar el campo de onda filtrado; sustraer el campo de onda extraído de cada campo de onda de la serie de campos de onda.

18. - El medio de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque la realización de la búsqueda de inclinación sobre el campo de onda también comprende determinar valores de inclinación entre ~Vc y Ve , en donde c representa la velocidad de propagación de la onda acústica en el agua y el valor de inclinación.

19 - El medio de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque la realización de SVD al campo de onda también comprende: para cada avance incremental de una ventana de datos a través del campo de onda, recolectar un subgrupo de los campos de onda dentro de la ventana de datos; alinear horizontalmente los datos de campo de onda de acuerdo con un valor de inclinación de una muestra central en la ventana de datos; aplicar SVD a los datos de campo de onda dentro de la ventana de datos; ordenar los valores singulares del más grande al más pequeño; y computar una autoimagen que corresponde al valor singular más grande.

20. - El medio de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque comprende recibir la serie de campos de onda y generar el campo de onda filtrado con ruido reducido en tiempo casi real a bordo del barco de exploración.

21. - El medio de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado además porque el número de iteraciones es especificado por el usuario.

22. - Un método para la generación de un producto de datos geofísicos, el método comprende: recibir datos de presión y datos de velocidad generados por uno o más sensores multicomponentes de uno o más cables marinos remolcados por un barco de exploración; y procesar los datos sísmicos utilizando una computadora programable que se programa para generar el producto de datos geofísicos, en donde el procesamiento incluye: inicializar un campo de onda filtrado; para un número de iteraciones, aplicar uno o más filtros a los datos de presión y los datos de velocidad para generar un primer campo de onda filtrado; aplicar descomposición de valor singular ("SVD") al primer campo de onda filtrado para generar un campo de onda extraído; actualizar el campo de onda filtrado basándose en el campo de onda extraído; ajusfar los datos de presión y velocidad basándose en los datos de presión extraídos y los datos de velocidad extraídos producidos por la SVD aplicada a los datos de presión y velocidad; y almacenar el campo de onda filtrado en uno o más medios legibles por computadora.

23 - El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque comprende adicionalmente para el número de iteraciones: aplicar uno o más filtros a los datos de presión y los datos de velocidad para generar un campo de onda filtrado en el dominio de frecuencia-número de onda; y aplicar SVD al campo de onda filtrado para generar un campo de onda extraído en el dominio de espacio-tiempo.

24.- El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque el ajuste de los datos de presión y velocidad comprende adicionalmente: generar datos de presión extraídos basados en la SVD aplicada a los datos de presión; generar datos de velocidad extraídos basados en la SVD aplicada a los datos de velocidad; sustraer los datos de presión extraídos de los datos de presión; y sustraer los datos de velocidad extraídos de los datos de velocidad.

25 - El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque comprende adicionalmente realizar una búsqueda de inclinación sobre uno o más de los datos de entrada con valores de inclinación entre ~ Vc y Ve, en donde c representa la velocidad de propagación de la onda acústica en el agua y el valor de inclinación.

26 - El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque la realización de SVD al campo de onda también comprende: para cada avance incremental de una ventana de datos a través del campo de onda, recolectar un subgrupo de los campos de onda dentro de la ventana de datos; alinear horizontalmente los datos de campo de onda de acuerdo con un valor de inclinación de una muestra central en la ventana de datos; aplicar SVD a los datos de campo de onda dentro de la ventana de datos; ordenar los valores singulares del más grande al más pequeño; y computar una autoimagen que corresponde al valor singular más grande.

27.- El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado además porque el número de iteraciones es especificado por el usuario.