ES2272556T3 - Metodo y aparato de procesar unos datos sismicos. - Google Patents
Metodo y aparato de procesar unos datos sismicos. Download PDFInfo
- Publication number
- ES2272556T3 ES2272556T3 ES01985447T ES01985447T ES2272556T3 ES 2272556 T3 ES2272556 T3 ES 2272556T3 ES 01985447 T ES01985447 T ES 01985447T ES 01985447 T ES01985447 T ES 01985447T ES 2272556 T3 ES2272556 T3 ES 2272556T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- decomposition
- scheme
- wave field
- components
- seismic
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Lifetime
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/284—Application of the shear wave component and/or several components of the seismic signal
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
- G01V2210/56—De-ghosting; Reverberation compensation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Un método para procesar datos sísmicos de varios componentes obtenidos en un receptor, cual método comprende las etapas de: a) descomponer una primera parte de los datos sísmicos en una pluralidad de componentes de campo de onda usando un primer esquema de descomposición; b) seleccionar, a partir de los componentes de campo de ondas obtenidos en la etapa (a), un primer y segundo componentes de campo de ondas que no hubieran llegado simultáneamente al receptor; c) multiplicar el primer componente de campo de ondas por el segundo componente de campo de ondas; y d) determinar que el primer esquema de descomposición es exacto si el resultado de la etapa (c) es sustancialmente cero.
Description
Método y aparato de procesar unos datos
sísmicos.
La presente invención se refiere a un método de
procesar unos datos sísmicos, en particular un método de procesar
unos datos sísmicos marinos de varios componentes con el objeto de
calcular las propiedades del fondo marino y filtros de calibración
de sensores. La misma también se refiere a un aparato para procesar
los datos sísmicos.
La figura 1 es una ilustración esquemática de
una disposición de un reconocimiento sísmico marino. En esta
disposición, un generador sísmico 1 es remolcado a través de una
capa de agua (en este evento el mar) mediante un navío de
reconocimiento 2, y se hace que emita unos pulsos discretos de
energía sísmica. La disposición de reconocimiento incluye un sensor
sísmico 3, conocido generalmente como un "receptor", destinado
a detectar la energía sísmica emitida por el generador 1. En la
figura 1 el receptor 3 está dispuesto en el lecho marino. (Una
disposición práctica de disposición de reconocimiento sísmico
incluirá generalmente un conjunto de más de un receptor, por
ejemplo, en un reconocimiento de Cable del Fondo del Océano se fijan
una pluralidad de receptores a un cable de soporte y luego el cable
se despliega sobre el lecho marino. Sin embargo, los principios de
una disposición de reconocimiento sísmico marino se explicarán con
referencia a un solo receptor, para facilitar la explicación).
La energía sísmica puede viajar desde el
generador 1 al receptor 3 a lo largo de muchos caminos. Por
ejemplo, la energía sísmica puede viajar directamente desde el
generador 1 al receptor 3; este camino se ilustra como camino 4 en
la figura 1. El camino 4 se conoce como el "camino directo", y
la energía sísmica que viaja a través del camino directo 4 es
conocida como la "onda directa".
Otro camino de energía sísmica desde el
generador 1 al receptor 3 implica una simple reflexión en un
reflector 7 dispuesto dentro de la tierra, y la misma se ilustra
como camino 5 en la figura 1. (Este camino también implicará la
refracción en el suelo marino y en unas interfaces entre diferentes
capas dentro de la tierra, aunque esto se ha omitido en aras de la
claridad.) Este camino se conoce como el "camino primario", y
la energía sísmica recibida en el receptor 3 a lo largo de este
camino se conoce como la "reflexión primaria". En la figura 1
sólo se muestra un reflector, aunque los datos sísmicos típicos
contendrán reflexiones primarias desde muchos diferentes
reflectores dentro de la tierra.
No toda la energía sísmica que se propaga hacia
abajo que incide en el lecho marino pasará hacia el interior de la
tierra, y una proporción será reflejada hacia arriba del mar. Por
otra parte, el generador 1 puede emitir alguna energía sísmica
propagada hacia arriba que alcanzará el receptor después de sufrir
una reflexión en la superficie del mar. Esos efectos ocasionan unos
caminos de energía sísmica, tales como por ejemplo como los caminos
6a y 6b de la figura 1, que complican más que pasan a través del
agua. Esos caminos se conocen como caminos "múltiples de capa de
agua".
La existencia de muchos caminos desde el
generador 1 al receptor 3 en una disposición de reconocimiento
sísmico del tipo general ilustrado en la figura 1 complica el
análisis de los datos sísmicos obtenidos por el receptor 3. Cuando
los datos sísmicos obtenidos por el receptor 3 son analizados, es
necesario distinguir los eventos que se producen a partir de una
reflexión primaria, los eventos que se producen a partir de la onda
directa y los eventos que se producen a partir de una múltiple capa
de agua. En aguas profundas hay, por lo general, un importante
retraso entre la producción de un evento a partir de la onda directa
y un evento que se produce a partir de una múltiple de capa de
agua, pero en aguas poco profundas un evento producido a partir de
una múltiple capa de agua puede ocurrir muy pronto después de que
se produzca un evento a partir de la onda directa.
Otro factor que complica el análisis de los
datos sísmicos obtenidos por el receptor 3 es que las propiedades
de la tierra no son uniformes. En particular, frecuentemente hay una
capa 8 en o cerca de la superficie cuyas propiedades bien pueden
ser significativamente diferentes de las propiedades de la
estructura geológica subyacente 9 (referida aquí como el
"basamento"). Esto puede ocurrir si, por ejemplo, hay una capa
en o cerca de la superficie de tierra que está menos consolidada
que el basamento. En particular, la velocidad de la energía sísmica
puede ser significativamente más baja en la capa de superficie o
cerca de la superficie 8 que en el basamento 9, y dicha capa de
superficie o cerca de la superficie se conoce así como una "capa
de baja velocidad" o (LVL). Esta diferencia de velocidad puede
producir un cambio en el tiempo de propagación de la energía sísmica
comparado con el tiempo de propagación que se registraría si la
capa de superficie o cerca de la superficie y el basamento tuvieran
idénticas propiedades sísmicas, y esos cambios en el tiempo de
propagación se conocen generalmente como "cambios estáticos",
o simplemente "estáticos".
El cambio estático generado por una capa de
superficie o cerca de la superficie de baja velocidad 8 depende del
espesor de la capa, y de la velocidad de propagación de la energía
sísmica a través de la capa. Corrientemente ocurren unas
variaciones laterales tanto en el espesor de una capa de baja
velocidad 5 como en la velocidad de propagación a través de la
capa, de modo que el cambio estático observado en un receptor
sísmico en un punto va a ser probablemente diferente del cambio
estático observado en un receptor de otro punto. Para una primera
aproximación, la serie entera de datos registrados en un receptor se
avanzará o retrasará por un cambio estático de tiempo con relación
a los datos registrados en otro receptor.
El receptor 3 puede medir solamente un simple
componente de la energía sísmica recibida. Recientemente, sin
embargo, ha resultado común para el receptor 3 el registrar más de
un componente de la energía sísmica recibida, por ejemplo, el
receptor puede registrar los componentes x-,y- y z- de la velocidad
corpuscular y la presión (que es una cantidad escalar). El interés
en la obtención de datos sísmicos de múltiples componentes del lecho
marino ha aumentado de manera significante. Dado que los registros
de varios componentes del fondo marino registran las ondas
transversales (ondas S), así como las ondas P, es posible producir
una imagen a través de secuencias que son opacas a las ondas P (por
ejemplo, nubes de gas). Además, dado que las ondas transversales
revelan la presencia de anisotropía más claramente que las ondas P,
los registros de varios componentes pueden dar una información
adicional acerca de las propiedades físicas del subsuelo o acerca de
la presencia y orientación de fracturas de escala pequeña, por
ejemplo.
Los datos sísmicos de varios componentes se
pueden procesar para dar información acerca de varios parámetros
sísmicos, o se pueden separar en un campo de ondas creciente y un
campo de ondas decreciente. Un problema encontrado en el proceso de
datos sísmicos de varios componentes es que la calibración
incorrecta del sensor puede llevar a que un componente de los datos
registrados sea registrado con menos precisión que los otros
componentes. Por ejemplo, cuando los receptores están montados en un
cable de soporte, el componente de velocidad corpuscular en la
dirección en línea (paralela al cable) puede ser registrado con más
precisión que el componente de velocidad corpuscular en la
dirección transversal (perpendicular al cable). Este problema se
conoce como "infidelidad de vector".
Ha habido un cierto número de propuestas para
filtros que permitan la descomposición de los datos sísmicos de
varios componentes del lecho marino, por ejemplo por parte de
Amundsen, L. Y Reitan, A., en "Descomposición de datos sísmicos
de varios componentes en ondas crecientes y decrecientes P y S",
Geophysics, Vol. 60, núm. 2.563-572 (1995),
por Wapenaar, C.P.A. y otros en "Descomposición de datos sísmicos
de varios componentes en respuestas de ondas primarias P y S",
Geophys. Prosp., Vol. 38, 633-661 (1990), y
por Amundsen; L y otros, en "Atenuación múltiple y división P/S
de datos de varios componentes OBC en un suelo marino
heterogéneo", Wave motion, vol 32,67-78
(2002) y en "Descomposición de datos de varios componentes del
fondo marino en ondas crecientes y decrecientes P y S",
Geophysics, Vol. 60, núm 2.563-572 (2000).
Sin embargo, esos filtros se apoyan en la suposición que la entrada
de datos de esos esquemas es una buena representación del vector de
la señal sísmica real obtenida en el receptor, y los mismos también
requieren el conocimiento de las propiedades elásticas del suelo
marino. Por esta razón, las publicaciones de la descomposición del
campo de ondas, el cálculo de los estáticos y la fidelidad de los
vectores están intrínsicamente unidos.
El conocimiento de las propiedades de la capa
superficial 8 se necesita en un cierto número de etapas de proceso
para los datos sísmicos de varios componentes del lecho marino. Los
mismos incluyen la separación del campo de ondas, el cálculo y
supresión de los estáticos, la atenuación y supresión de ruido de
las reverberaciones de las capas de agua. Amundsen, L. Y Reitan, A.
han propuesto en "Cálculo de las velocidades de onda del suelo
marino y densidad de la presión y velocidad corpuscular por análisis
AVO", Geophysics, Vol. 60, núm 5.1575-1578
(1995), el cálculo de las velocidades de ondas P y S así como la
densidad de la capa superficial 8 a través del análisis AVO del
coeficiente de reflexión del fondo marino. La velocidad de ondas P
de la capa superficial 8 se puede obtener además, por ejemplo, del
análisis de las ondas refractadas. Su técnica, sin embargo, no
corrige la calibración incorrecta del sensor. Por otra parte, la
precisión del cálculo de la velocidad de ondas S es limitada y sólo
puede obtenerse si se incluyen datos muy desorbitados en la
inversión. Alternativamente, la velocidad de las ondas P se puede
obtener a partir del análisis de las ondas refractadas.
Un método de calcular la velocidad transversal
de la capa superficial por medio de la inversión de
fase-velocidad de las ondas Scholte ha sido
desarrollado por Muyzert, E., en "Inversión de ondas Scholte para
el modelo de velocidad S próxima a la superficie y estáticos
PS", 70º Aniv. Internat. Mtg. Soc. Espl. Geophys.,
1197-1200 (2000). Se han dado informes de
resultados satisfactorios sobre este método, tanto para datos
simulados como datos de campo. Su principal aplicación es para el
cálculo de los estáticos PS, aunque en principio el cálculo de la
velocidad de ondas S se podría usar también para la descomposición
de campo de ondas. Sin embargo, la técnica trabaja por lo general
en frecuencias temporales que son mucho más bajas que la anchura de
banda típica usada en un reconocimiento de reflexión sísmico. Por
lo tanto, no está claro de si esta técnica aporta cálculos de las
propiedades de la capa superficial que puedan ser usados
directamente como una entrada para los esquemas de
descomposición.
Una posible estrategia para abordar el problema
citado más arriba ha sido anticipada por Schalkwijk y otros, en
"Aplicación de descomposición en dos etapas a los datos de varios
componentes del fondo oceánico, teoría y estudio de eventos
reales", Journ. Of Seism. Expl.
8.261-278(1999). El principio principal de
este método, conocido generalmente como "esquema de la
descomposición en dos etapas Delft", es dividir el procedimiento
de descomposición en un número de etapas menores. La información
necesaria (propiedades elásticas de la capa superficial y
calibración del sensor) se pueden obtener entonces mediante la
imposición de condicionantes geofísicos en los resultados
descompuestos intermedios. Aunque este enfoque permita una
descomposición elástica sin ninguna información a priori
acerca del subsuelo, el mismo requiere una interpretación
considerable de los datos registrados por adelantado - en
particular requiere la interpretación adelantada de diferentes
eventos en los datos sísmicos. Además, la identificación de las
llegadas deseadas puede ser particularmente engorrosa para algunos
datos, por ejemplo los datos registrados en mares poco profundos.
Este enfoque, por lo tanto, requiere más bien mucho tiempo y es
inadecuado para unas aplicaciones de procesado en tiempo real.
La patente US núm 5621700 propone la comparación
directa de registros de componentes de presión y verticales de
velocidad corpuscular en cada paquete de sensores. Entonces unas
ondas crecientes podrían ser identificadas por polaridades
idénticas, mientras que las polaridades opuestas caracterizarían la
energía decreciente (reverberaciones directas de ondas y capas de
agua). Aunque el método pueda ser inadecuado para muchas
aplicaciones, en algunos eventos se han obtenido buenas
imágenes.
El documento
EP-A-0400775 describe un método de
reconocimiento sísmico marino en el que las reflexiones fantasmas
están atenuadas en los datos sísmicos obtenidos. Los datos sísmicos
se descomponen para dar la presión o velocidad corpuscular
creciente en el sensor y la presión o velocidad corpuscular
decreciente en el sensor. Los eventos deseados de reflexión son
identificados en la presión o velocidad corpuscular creciente,
mientras que las siguientes reflexiones fantasmas están contenidas
en la presión o velocidad corpuscular decreciente.
La presente invención persigue el proporcionar
un método para calcular las propiedades elásticas de la capa
superficial y los operadores de calibración de sensor sin el
requisito de una etapa previa de interpretación de los datos.
La presente invención aporta un método para
procesar los datos sísmicos de varios componentes obtenidos en un
receptor, cual método comprende las etapas de:
a) descomponer una primera parte de los datos
sísmicos en una pluralidad de componentes de campo de ondas usando
un primer esquema de descomposición;
b) seleccionar, a partir de los componentes de
campo de ondas obtenidos en la etapa (a), un primer y segundo
componentes del campo de ondas que no habrían llegado
simultáneamente al receptor;
c) multiplicar el primer componente de campo de
ondas por el segundo componente de campo de ondas para obtener con
ello una medida de precisión del primer esquema de descomposición;
y
d) determinar que el primer esquema de
descomposición es exacto si el resultado de la etapa (c) es
sustancialmente cero.
Dado que el primer y segundo componentes de
campo de ondas no llegarían simultáneamente al receptor, el
resultado de la etapa (c) debería ser cero si el esquema de
descomposición es de precisión. La etapa (c) sirve así, para
comprobar la precisión del esquema de descomposición empleado. Es
posible determinar el esquema de descomposición más exacto,
mediante la búsqueda del esquema de descomposición que minimice el
valor absoluto del resultado de la etapa (c).
En una realización preferente el método
comprende, además, la etapa (e) de ajuste de uno o más parámetros
del esquema de descomposición sobre la base del resultado de dicha
etapa (c). Si el resultado de esta etapa (c) muestra que el esquema
de descomposición inicial fue inexacto, es posible ajustar uno o más
parámetros del esquema de descomposición que se refiera, por
ejemplo, a las propiedades de la capa superficial o a la
calibración de los componentes del receptor. El esquema de
descomposición ajustado puede ser comprobado entonces para la
precisión y, si es necesario, se pueden hacer otros ajustes hasta
que se alcance un esquema de descomposición satisfactorio (es
decir, hasta encontrar un esquema de descomposición que minimice el
valor absoluto del resultado de la etapa (c).
En una realización alternativa preferente el
método comprende, además, las etapas de:
h) descomponer la primera parte de los datos
sísmicos en una pluralidad de componentes de campo de ondas usando
un segundo esquema de descomposición;
i) multiplicar el primer componente de campo de
ondas seleccionado obtenido en la etapa (h) por el segundo
componente de campo de ondas seleccionado obtenido en la etapa (h);
y
j) comparar el resultado de la etapa (c) con el
resultado de la etapa (i).
La primera realización proporciona un método
iterativo para ajustar los parámetros de un esquema de
descomposición inicial hasta que el mismo dé unos resultados
satisfactorios. En la segunda realización, como contraste, los
datos sísmicos se descomponen usando dos (o más) esquemas diferentes
de descomposición y se selecciona el más exacto de los
esquemas.
Un segundo aspecto de la invención aporta un
aparato para procesar los datos sísmicos de varios componentes
obtenidos en un receptor, cual aparato comprende:
a) medios para descomponer una primera parte de
los datos sísmicos en una pluralidad de componentes de campo de
ondas usando un primer esquema de descomposición;
b) medios para seleccionar, a partir de los
componentes de campo de ondas obtenidos en la etapa (a), un primer
y segundo componentes de campo de ondas que no deberían llegar
simultáneamente en el receptor;
c) medios para multiplicar el primer componente
de campo de ondas por el segundo componente de campo de ondas para
obtener con ello una medida de precisión del primer esquema de
descomposición; y
d) medios para determinar que el primer esquema
de descomposición sea de precisión si el resultado de la etapa (c)
es sustancialmente cero.
A continuación se describirán unas realizaciones
preferentes de los ejemplos a título ilustrativo, haciendo
referencia a las figuras que se acompañan en las que;
La figura 1 es una vista esquemática de una
disposición de reconocimiento sísmica marina;
la figura 2 ilustra unos pares de constituyentes
de campo de ondas adecuados para usar en un método de la presente
invención;
la figura 3(a) ilustra unos resultados
típicos de la presión decreciente por encima del lecho del mar y la
tracción normal creciente por debajo del lecho marino:
la figura 3(b) muestra unos resultados
correspondientes a la fig. 3(a) pero para una simulación de
calibración de sensor imprecisa;
la figura 3(c) muestra unos resultados
correspondientes a la fig. 3(a) pero para otra simulación de
calibración de sensor imprecisa;
las figuras 4(a) a 4(d) ilustran
unas secciones transversales a través de funciones de energía
calculadas por un método de la invención; y
la figura 5 representa un diagrama de bloques
esquemático de un aparato de la invención.
Como se apuntó más arriba, el esquema de
descomposición en dos etapas Delft propuesto por Schalkwijk y otros
intenta eliminar la necesidad de una información a priori sobre la
calibración de sensor y las propiedades de capa superficial
mediante la aplicación de limitaciones geofísicas a resultados de
descomposición intermedios. Los ejemplos de limitaciones adecuadas
incluyen:
1. Ninguna presión decreciente por encima del
suelo marino (P_{d}^{ab} = 0) para reflexiones primarias;
2. Ninguna tensión normal creciente por debajo
del suelo marino (\tau_{zz,u}^{bel} = 0) para la onda directa
y para las múltiples capas de agua;
3. Ninguna tensión cortante decreciente por
debajo del suelo marino (\tau_{xz,u}^{bel},
\tau_{xz,d}^{bel} = 0) para la onda directa.
En la notación usada para esos símbolos, la P
indica presión, \tau_{zz} indica tensión normal, \tau_{xz}
indica tensión de cortadura, los índices superiores "ab" y
"bel" denotan por encima y debajo del lecho marino, y los
subíndices "u" y "d" indican creciente y decreciente. Las
expresiones frecuencia-número de ondas para los
filtros requeridas para calcular los constituyentes P_{d}^{ab},
\tau_{zz,u}^{bel}, \tau_{xz,u}^{bel} y
\tau_{xz,d}^{bel} se pueden encontrar en Schalkwijk y otros,
1999, supra.
Con el objeto de aplicar las limitaciones arriba
citadas, los datos registrados necesitan ser analizados antes de
procesar a fin de identificar la onda directa, las múltiples capas
de agua y las reflexiones primarias. Luego, las ventanas de datos
se pueden seleccionar con respecto a ejecutar el procedimiento de
optimización para el criterio citado más arriba, volviendo así el
esquema de descomposición en un proceso iterativo. Este enfoque es
razonablemente exitoso para los datos obtenidos en aguas profundas,
dado que tales datos tienen por lo general un intervalo de tiempo
largo entre la llegada de la onda directa y la llegada de la primera
múltiple capa de agua. Toda la energía en la ventana de tiempo
entre la llegada de la onda directa y la llegada del primer evento
múltiple de capa de agua se puede entonces contemplar como unas
señales crecientes reflejadas desde las estructuras de subsuelo. En
el caso de datos obtenidos en aguas poco profundas, sin embargo, las
múltiples capas de agua llegarán relativamente pronto después de la
onda directa, complicando así una clasificación de eventos de los
datos sísmicos en reflexiones primarias y múltiples capas de
agua.
El principio de la presente invención es
encontrar unas combinaciones de constituyentes de campo de ondas
para los que la energía no llega simultáneamente en un punto
receptor. Si no hay un acoplamiento físico directo entre dos
componentes de campo de ondas, de modo que los dos componentes de
campo de ondas no llegan a un punto receptor al mismo tiempo, el
producto de los dos componentes en aquel punto será cero. La
precisión de un esquema de descomposición se puede, por tanto,
comprobar mediante la descomposición de un campo de ondas obtenido
en sus componentes y multiplicando entre sí los dos componentes de
campo de ondas, obtenidos por la descomposición, que no habrían
llegado al receptor al mismo tiempo (para abreviar, dichos dos
componentes se llamarán en adelante como "componentes de campo de
ondas desacoplados"). Si la descomposición se efectuó con
precisión, el resultado de multiplicar los dos componentes de campo
de ondas desacoplados deberá ser próximo a cero. La multiplicación
rápida y directa de dichos componentes de campo de ondas proporciona
una medida de la pérdida de energía entre los componentes debido a
una descomposición imperfecta del campo de ondas, proporcionando
así una medida de la precisión de la descomposición del campo de
ondas. Pueden existir eventos cruzados, pero su contribución al
producto de los dos componentes de campo de ondas desacoplados se
puede reducir estadísticamente escogiendo una ventana
espacio-tiempo suficientemente grande.
En particular, la presente invención aporta un
método para determinar las propiedades elásticas correctas del
lecho marino y la calibración del sensor. El método implica el
desarrollo de un esquema de descomposición inicial sobre la base de
las propiedades elásticas estimadas de la capa superficial sobre la
base de una calibración de sensor supuesta inicial. Los datos
sísmicos se descomponen usando este esquema de descomposición
inicial, y dos componentes del campo de ondas descompuesto que
deberían ser unos componentes de campo de ondas desacoplados se
seleccionan y multiplican entre sí. Los resultados de la
multiplicación proporcionan una indicación de la precisión del
esquema de descomposición inicial. Si los resultados de la
multiplicación muestran que el esquema de descomposición inicial
fue inexacto, se ajustan uno o más parámetros del esquema de
descomposición. Por ejemplo, las propiedades elásticas de la capa
superficial usada en el esquema de descomposición se pueden
cambiar. Alternativamente, o adicionalmente, se puede cambiar la
calibración del sensor. Entonces los datos se descomponen usando el
nuevo esquema de descomposición, y se comprueba nuevamente la
precisión seleccionando y multiplicando entre sí dos componentes
del campo de ondas descompuesto que deberían ser componentes de
campo de ondas desacoplados. Este procedimiento se podrá repetir
cuanto fuera necesario, hasta obtener un esquema de descomposición
aceptable. Así pues, la invención posibilita un cálculo exacto tanto
de los parámetros del fondo marino como de los operadores de
calibración de
sensor.
sensor.
En principio, el procedimiento de descomponer
los datos, seleccionar y multiplicar entre sí dos componentes de
campo de ondas descompuesto, y variar los parámetros del esquema de
la descomposición se puede llevar a cabo sobre la serie completa de
datos sísmicos. Para reducir la energía computacional requerida, sin
embargo, puede ser preferible llevar a cabo el procedimiento sobre
una subserie, tal como una parte de prueba seleccionada, de los
datos sísmicos. Una vez que se ha obtenido un esquema de
descomposición satisfactorio por el procedimiento iterativo arriba
apuntado, el mismo se puede usar entonces para procesar todos o
parte de los datos sísmicos. El método de la invención se puede
aplicar a los datos sísmicos obtenidos recientemente, o a los datos
sísmicos ya existentes.
Una vez que se ha obtenido un esquema de
descomposición aceptable, los parámetros de ese esquema de
descomposición se pueden almacenar para un uso futuro.
Alternativamente o adicionalmente los parámetros se pueden enviar a
un operador.
En otra realización preferida de la invención,
la precisión del esquema de descomposición se comprueba usando más
de un par de componentes de campo de ondas desacoplados. Se genera
una función combinada de dos o más pares de componentes de campo de
ondas desacoplados seleccionados, y se determina un esquema de
descomposición aceptable (es decir, un esquema para el que la
función combinada es próxima a cero).
Ejemplos de posibles combinaciones de
componentes de campo de ondas que no llegan al receptor al mismo
tiempo incluyen:
a) bajar la presión sobre el suelo marino, subir
la tensión normal debajo del suelo marino;
b) bajar la presión sobre el suelo marino, subir
la tensión de cortadura debajo del suelo marino;
c) subir la tensión normal debajo del suelo
marino, subir la tensión de cortadura debajo del suelo marino;
d) subir las ondas P debajo del suelo marino,
subir las ondas S debajo del suelo marino;
e) bajar la presión sobre el suelo marino, subir
las ondas P debajo del suelo marino; y
f) bajar la presión sobre el suelo marino, subir
las ondas S debajo del suelo marino.
Algunos de esos pares de constituyentes de campo
de ondas independientes se muestran esquemáticamente en la figura
2. En dicha figura 2, \Phi_{u}^{bel} y \Psi_{u}^{bel}
son las ondas crecientes P y S debajo del fondo marino.
En unas realizaciones preferidas de la
invención, la etapa de multiplicar entre sí uno o más pares de
componentes de campo de ondas comprende la determinación de una o
más de las siguientes funciones de energía:
\vskip1.000000\baselineskip
O, en términos generales
donde \alpha(ij) y
\beta(ij) son dos componentes de campo de ondas
desacoplados.
En estas funciones de energía, la suma extendida
a i es una suma extendida a las muestras de tiempo, y Nt es
el número de muestras de tiempo usado para la inversión. La suma
extendida a j es una suma extendida a las trazas, decalajes
o receptores, y Nx es el número de trazas, decalajes o receptores
usados para la inversión.
Hay que notar que estas funciones de energía
emplean los mismos constituyentes de campo de ondas que los usados
en el esquema de descomposición en dos etapas Delft, y las
expresiones de filtro requeridas para calcular estos constituyentes
se pueden hallar en Schalkwijk y otros, 1999 (supra). Sin
embargo, las funciones de energía dadas más arriba constan de
productos rápidos y directos de diferentes campos de ondas
solamente, de modo que se elimina la necesidad de una etapa previa
de análisis para identificar las llegadas en los datos. Las
funciones de energía de la presente invención se pueden calcular
para intervalos arbitrarios de tiempo.
A continuación se ilustrará la invención
mediante un ejemplo que emplea unos datos sísmicos simulados. Para
este ejemplo, se empleó un código de reflectividad usado para
generar unos datos sísmicos simulados para un modelo de tierra 1D
canónico. Luego, los datos sísmicos simulados fueron descompuestos
para dar los componentes de campo de ondas P_{d}^{ab} y
\tau_{zz,u}^{bel}. Estos componentes de campo de ondas fueron
obtenidos usando los filtros propuestos por Schalkwijk y otros.
La figura 3(a) muestra los resultados
para P_{d}^{ab} y \tau_{zz,u}^{bel} obtenidos cuando se
emplearon la calibración correcta del sensor y las propiedades
correctas del suelo marino para generar los filtros de
descomposición. La figura (3a) muestra una ventana de tiempo
conteniendo tres llegadas: la onda directa, una reflexión primaria
y un múltiplo de capa de agua. Se puede observar que, en general,
\tau_{zz,u}^{bel} es sustancialmente cero cuando
P_{d}^{ab} no es cero, y viceversa. También se observará que el
criterio de optimización (1) y (2) de más arriba, quedan en
general, bien satisfechos.
La figura (3b) muestra los resultados
descompuestos obtenidos cuando la velocidad de onda P usada en la
descomposición se desvía un 10% del valor correcto. Esto simula el
efecto de la descomposición del uso de unas propiedades elásticas
incorrectas para el lecho marino. Se notará que tanto P_{a}^{ab}
como \tau_{zz,u}^{bel} son cero para la onda directa, de
modo que el criterio de optimización (2) de más arriba, claramente
no queda satisfecho.
Finalmente, la figura 3c muestra los resultados
descompuestos obtenidos cuando la componente vertical de la
velocidad corpuscular recibida es evaluada con un factor 1,2 antes
de efectuar la descomposición. Esto simula el efecto en la
descomposición de una calibración de sensor incorrecta. Se observará
que tanto P_{d}^{ab} y \tau_{zz,y}^{bel} son cero para la
onda directa y la reflexión primaria, de modo que el criterio de
optimización (1) y (2) de más arriba, claramente no queda
satisfecho.
Las figuras (3a) a (3c) ilustran que una
descomposición elástica efectuada con propiedades de suelo marino
incorrectas o con unos sensores impropiamente calibrados dará como
resultado una pérdida de energía entre los diferentes
constituyentes de campo de ondas. Este fenómeno es fácilmente
reconocible en las figuras 3(b) y 3(c) como que la
energía llega simultáneamente en la presión descendente encima del
suelo marino y las tensiones normales ascendentes debajo del suelo
marino. La presente invención es capaz de cuantificar esta pérdida
de energía entre los diferentes constituyentes de campo de ondas,
bajo el supuesto que los constituyentes de campo de ondas
descendentes no lleguen ampliamente al mismo tiempo. La invención,
por lo tanto, proporciona una indicación en cuanto el esquema de
descomposición es o no satisfactorio. Claramente, multiplicando
entre sí P_{d}^{ab} y \tau_{zz,u}^{bel} con respecto a la
traza de la figura 3(a) se producirá un valor próximo a
cero, dado que P_{d}^{ab}_{ }es generalmente
no-cero sólo cuando \tau_{zz,u}^{bel} es
próximo a cero y viceversa. Sin embargo, al multiplicar entre sí
P_{d}^{ab} y \tau_{zz,u}^{bel} con respecto a la traza
de la figura 3(b) ó figura 3(c) se producirá un valor
mucho mayor, ya que hay veces en que las trazas donde tanto
P_{d}^{ab} como \tau_{zz,u}^{bel} son sustancialmente
no-cero.
De esta forma, al multiplicar entre sí
P_{d}^{ab} y \tau_{zz,u}^{bel} proporciona una medida de
la precisión de la descomposición de las figuras 3(a) a
3(c) y por lo tanto proporciona una medida de la precisión
de los supuestos subyacentes en el esquema de descomposición. El
esquema de descomposición más exacto se puede hallar mediante el
ajuste del parámetro que subyace en el esquema de descomposición
hasta que el resultado de multiplicar entre sí P_{d}^{ab} y
\tau_{zz,u}^{bel} se reduzca a un mínimo.
La figura 4(a) muestra una sección a
través de la función de energía E_{l} como una función de la
velocidad de onda P en el lecho marino (\alpha, a lo largo del
eje x) y la densidad de la capa superficial del lecho marino
(\rho, a lo largo del eje y). El valor de la función de energía
E_{l} se muestra sobre una escala logarítmica, con zonas más
iluminadas de la figura 4(a) correspondientes a los valores
más bajos de E_{l}. Esta figura muestra que los valores de las
velocidades sísmicas del suelo marino están marcadamente bien
limitadas, particularmente la velocidad de la onda P.
La figura 4(b) y 4(c) muestran la
función de energía E_{1} como una función de otras variables. La
figura 4(b) ilustra una sección a través de la función de
energía E_{1} como una función de velocidad de onda P en el lecho
marino (eje x) y la velocidad de onda S en el lecho marino (\beta,
a lo largo del eje y). La figura 4(c) muestra una sección a
través de la función de energía E_{1} como una función de
velocidad de onda S en el lecho marino (\beta, a lo largo del eje
x) y la densidad de la capa superficial del lecho marino (eje
y).
La figura 4(d) muestra una sección a
través de E_{1} como una función de la velocidad de onda P (eje x)
y un factor de calibración escalar (sc_{vz}, eje y) aplicado al
componente vertical de la velocidad corpuscular. La función de
energía se calcula usando un componente de velocidad vertical
v_{z} que ha sido multiplicado por el factor escalar, para
simular unos sensores calibrados impropiamente.
Se observará que E_{1} muestra un mínimo en
cada una de las figuras 4(a) a 4(d). En el caso de la
figura 4(d), el valor mínimo tiene lugar, como se esperaba,
en sc_{vz} = 0.
Las figuras 4(a) a 4(d) ilustran
el efecto que variando los parámetros subyacentes en el esquema de
descomposición tienen sobre la función de energía E_{1}. Efectos
similares se observarán para otras funciones de energía, por
ejemplo sobre las funciones de energía E_{2 a} E_{6}. En una
realización preferente de la invención, por tanto, se hace una
minimización simultánea de más de una función de energía. Por
ejemplo, dos (o más) de las funciones de energía E_{1} a E_{6}
dadas más arriba podrían sumarse para dar una función de energía
combinada de la forma: E_{tot} = E_{m} + E_{n} (donde
m \neq n). Entonces se puede encontrar el esquema
de descomposición que minimiza E_{tot}, de manera similar a la que
se describió más arriba para una sola función de energía.
La función de energía combinada no se limita a
la suma de dos o más de las funciones de energía E_{1} a E_{6}
relacionadas más arriba, sino que se puede formar mediante la suma
de cualesquiera dos (o más) funciones de energía adecuadas. Por
ejemplo, E_{tot} puede producirse alternativamente por la suma de
dos (o más) funciones de energía que tengan la forma general de la
función de energía E' dada más abajo.
En otra realización, E_{tot} se determina
usando una suma ponderada.
Con vistas al desarrollo de unas
implementaciones computacionalmente más eficientes de los filtros de
descomposición de campo de ondas, se anticipa que el método de la
invención permite una tabulación en tiempo real de las propiedades
elásticas del suelo marino.
La presente invención no se limita a las
funciones de energía de la forma general E arriba indicada.
Cualquier función que implique el producto de dos componentes
separados de campo de ondas puede, en principio, ser usada. Por
ejemplo, se podría usar una función de energía de la siguiente forma
general:
El numerador de la función de energía E'
corresponde a la primera función de energía E. El denominador de la
función de energía E' se gradúa más o menos por la energía presente
en las trazas, y evita las trazas casi descentradas que dominan la
optimización. Se requieren unos ángulos mayores de incidencia para
calcular la velocidad de onda P independiente de la densidad y para
calcular la velocidad de onda S con más precisión.
En la realización descrita anteriormente, se
obtiene un esquema de descomposición exacto mediante un
procedimiento iterativo empezando a partir de un esquema calculado
inicial. En una realización alternativa de la invención se
desarrollan inicialmente dos o más esquemas de descomposición
diferentes, y se procesa una parte de comprobación de los datos
sísmicos usando cada uno de los esquemas de descomposición
iniciales. Entonces se comprueban los resultados de los esquemas de
descomposición mediante la determinación del resultado de, para cada
esquema de descomposición, la multiplicación entre sí de dos
componentes de campo de ondas desacoplados seleccionados (los
mismos dos para cada esquema de descomposición). El más exacto de
los esquemas de descomposición es el esquema para el cual el
resultado de multiplicar entre sí los dos componentes de campo de
ondas desacoplados seleccionados está más cerca de cero.
La invención se ha descrito más arriba con
respecto al dominio de tiempo-espacio. Sin embargo,
la invención no se limita a dicho dominio de
tiempo-espacio, y puede llevarse a cabo en cualquier
dominio conveniente. Como un ejemplo, la invención se podría llevar
a cabo alternativamente en el dominio
frecuencia-número de ondas (dominio fk). Las
funciones de energía tales como E_{1} se definirían entonces como
una convolución sobre la frecuencia.
En la práctica, podría ser más fácil definir una
ventana adecuada para el procedimiento de optimización en el
dominio fk que en el dominio tiempo-espacio.
Por otra parte, la precisión de muchas aproximaciones de filtros,
tales como un filtro en serie Taylor, disminuye con el número de
ondas. Es posible compensar esto cuando se optimiza el esquema de
descomposición en el dominio fk, dado que es posible aplicar
unas funciones de ponderación que sean dependientes de k_{x}, en
la suma para determinar una función de energía.
La invención se ha descrito más arriba con
respecto a los datos sísmicos del Ocean Bottom obtenidos usando un
receptor dispuesto en el lecho marino. Sin embargo, la invención no
se limita a esto, y puede aplicarse también a datos sísmicos
obtenidos en, por ejemplo, una reconocimiento sísmico terrestre, una
investigación sísmica marina remolcada, o una investigación sísmica
de sondeo (es decir, una investigación de perfil sísmico vertical).
Por ejemplo, la invención se puede aplicar a datos obtenidos en una
investigación sísmica terrestre, empleando unas ondas P crecientes
y ondas S crecientes en función de componentes desacoplados. Hay que
notar, sin embargo, que la conversión del modo puede ocurrir en la
cara límite inferior de la capa superficial 8 si la velocidad
sísmica de la capa superficial difiere significativamente de la
velocidad sísmica en la base; en este caso puede que no sea posible
tratar las ondas P crecientes y las ondas S crecientes como
componentes de campo de ondas desacoplados.
La figura 5 es un diagrama de bloques
esquemático de un aparato programable 10 de acuerdo con la presente
invención. El sistema comprende un procesador de datos programable
11 con una memoria de programa 12, por ejemplo en forma de una
memoria sólo lectura ROM, almacenando un programa para controlar el
procesador de datos 11 para ejecutar un método según la invención
como se describió más arriba. El sistema comprende, además, una
memoria lectura/escritura no volátil 13 para almacenar, por ejemplo,
cualquier dato que deba ser retenido en la ausencia de suministro
de energía. Una memoria de "trabajo" o "circuito impreso"
para cuando el procesador de datos esté provisto de una memoria de
acceso aleatorio (RAM) 14. Una interfaz de entrada 15 está prevista,
por ejemplo para recibir las órdenes y datos. Una interfaz de
salida 16 está prevista, por ejemplo para visualizar la información
relativa al progreso y resultados del método. Se pueden suministrar
unos datos definidos de usuario por medio de la interfaz de entrada
15 o bien se pueden proveer opcionalmente mediante una memoria
legible mecánicamente 17.
El programa para el funcionamiento del sistema y
para ejecutar cualquiera de los métodos descritos aquí anteriormente
se almacena en la memoria de programa 12, que puede estar
incorporada como una memoria de semiconductor, por ejemplo del tipo
bien conocido ROM. Sin embargo, el programa se podrá almacenar en
cualquier otro medio de almacenaje adecuado, tal como un portador
de datos magnético 12a (tal como un disco magnético flexible) o un
CD-ROM 12b.
Claims (29)
1. Un método para procesar datos sísmicos de
varios componentes obtenidos en un receptor, cual método comprende
las etapas de:
a) descomponer una primera parte de los datos
sísmicos en una pluralidad de componentes de campo de onda usando
un primer esquema de descomposición;
b) seleccionar, a partir de los componentes de
campo de ondas obtenidos en la etapa (a), un primer y segundo
componentes de campo de ondas que no hubieran llegado
simultáneamente al receptor;
c) multiplicar el primer componente de campo de
ondas por el segundo componente de campo de ondas; y
d) determinar que el primer esquema de
descomposición es exacto si el resultado de la etapa (c) es
sustancialmente cero.
2. Un método según se reivindica en la
reivindicación 1 y que comprende, además, la etapa (e) de ajustar
uno o más parámetros del esquema de descomposición sobre la base del
resultado de la etapa (c).
3. Un método según se reivindica en la
reivindicación 2 y en el que la etapa (e) comprende el ajuste de uno
o más parámetros del esquema de descomposición si el resultado de
la etapa (c) es notablemente diferente de cero.
4. Un método según se reivindica en la
reivindicación 3 y que comprende, además, la descomposición de la
primera parte de los datos sísmicos en una pluralidad de componentes
de campo de ondas usando el esquema de descomposición ajustado.
5. Un método según se reivindica en la
reivindicación 4 y que comprende, además, la repetición de la etapa
(b) y etapa (c).
6. Un método según se reivindica en cualquier
reivindicación precedente y que comprende las etapas adicionales
de:
f) seleccionar un tercer y cuarto componentes de
campo de ondas que no hubieran llegado simultáneamente al receptor;
y
g) multiplicar el tercer componente de campo de
ondas por el cuarto componente de campo de ondas.
7. Un método según se reivindica en la
reivindicación 2 o en cualquiera de las reivindicaciones 3 a 6
cuando dependan directa o indirectamente de la reivindicación 2 y
que comprende la etapa adicional de extraer los parámetros del
esquema de descomposición ajustado.
8. Un método según se reivindica en la
reivindicación 3 o en cualquiera de las reivindicaciones 4 a 7
cuando dependan directa o indirectamente de la reivindicación 3, en
el que la etapa (e) comprende el ajuste de un parámetro del esquema
de descomposición indicativo de las propiedades sísmicas de una capa
en o cerca de la superficie
terrestre.
terrestre.
9. Un método según se reivindica en la
reivindicación 3 o en cualquiera de las reivindicaciones 4 a 7
cuando dependan directa o indirectamente de la reivindicación 3, en
el que la etapa (e) comprende el ajuste de un parámetro del esquema
de descomposición indicativo de la calibración del receptor.
10. Un método según se reivindica en la
reivindicación 2 o en cualquiera de las reivindicaciones 3 a 9
cuando dependan directa o indirectamente de la reivindicación 2, y
que comprende además, la etapa de procesar una segunda parte de los
datos sísmicos usando el esquema de descomposición ajustado.
11. Un método según se reivindica en la
reivindicación 1 y que comprende, además, las etapas de:
h) descomponer la primera parte de los datos
sísmicos en una pluralidad de componentes de campo de ondas usando
un segundo esquema de descomposición;
i) multiplicar el primer componente de campo de
ondas seleccionado obtenido en la etapa (h) por el segundo
componente de campo de ondas seleccionado obtenido en la etapa (h);
y
j) comparar el resultado de la etapa (c) con el
resultado de la etapa (i).
12. Un método según se reivindica en la
reivindicación 11 y que comprende, además, la selección del primer
esquema de descomposición o del segundo esquema de descomposición
sobre la base del resultado de la etapa (j).
13. Un método según se reivindica en la
reivindicación 12 que comprende, además, la etapa de procesar una
segunda parte de los datos sísmicos usando el esquema de
descomposición seleccionado.
14. Un método según se reivindica en cualquier
reivindicación precedente, en el que la etapa (c) ó la etapa (g)
comprende el cálculo de:
donde \alpha(ij) y
\beta(ij) son el primer y segundo componentes de campo de
ondas.
15. Un método según se reivindica en cualquiera
de las reivindicaciones 1 a 13, en el que la etapa (c) o la etapa
(g) comprende el cálculo de:
donde \alpha(ij) y
\beta(ij) son el primer y segundo componentes de campo de
ondas.
16. Un método según se reivindica en cualquiera
de las reivindicaciones 1 a 13 y ejecutado en el dominio de
frecuencia-número de ondas.
17. Un método de obtener y procesar datos
sísmicos de varios componentes que comprende las etapas de obtener
unos datos sísmicos de varios componentes en un receptor; y procesar
los datos sísmicos mediante un método definido en cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 16.
18. Un aparato para procesar unos datos sísmicos
de varios componentes obtenidos en un receptor, comprendiendo dicho
aparato:
a) unos primeros medios de descomposición
destinados a descomponer una primera parte de los datos sísmicos en
una pluralidad de componentes de campo de ondas usando un primer
esquema de descomposición;
b) medios para seleccionar, a partir de los
componentes de campo de ondas obtenidos en la etapa (a), un primer
y segundo componentes de campo de ondas que no hubieran llegado
simultáneamente al receptor;
c) medios para multiplicar el primer componente
de campo de ondas por el segundo componente de campo de ondas;
y
d) medios para determinar que el primer esquema
de descomposición es exacto si el resultado de la etapa (c) es
sustancialmente cero.
19. Un aparato según se reivindica en la
reivindicación 18 y que comprende, además, unos medios (e)
destinados a ajustar uno o más parámetros del esquema de
descomposición sobre la base del resultado de multiplicar el primer
componente de campo de ondas por el segundo componente de campo de
ondas.
20. Un aparato según se reivindica en la
reivindicación 19, en el que los medios de ajuste están adaptados
para ajustar uno o más parámetros del esquema de descomposición si
el resultado de multiplicar el primer componente de campo de ondas
por el segundo componente de campo de ondas es notablemente
diferente de cero.
21. Un aparato según se reivindica en la
reivindicación 20, en el que los primeros medios de descomposición
están adaptados para descomponer la primera parte de los datos
sísmicos en una pluralidad de componentes de campo de ondas usando
el esquema de descomposición ajustado.
22. Un aparato según se reivindica en cualquiera
de las reivindicaciones 18 a 21 y que comprende:
f) medios para seleccionar un tercer y cuarto
componentes de campo de ondas que no hubieran llegado
simultáneamente al receptor; y
g) medios para multiplicar el tercer componente
de campo de ondas por el cuarto componente de campo de
ondas.
ondas.
23. Un aparato según se reivindica en la
reivindicación 19 o en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 22
cuando dependan directa o indirectamente de la reivindicación 19 y
que comprende, además, unos medios de salida para extraer los
parámetros del esquema de descomposición ajustado.
24. Un aparato según se reivindica en la
reivindicación 19 o en cualquiera de las reivindicaciones 20 a 23
cuando dependan directa o indirectamente de la reivindicación 19 y
que comprende, además, medios para procesar una segunda parte de
los datos sísmicos usando el esquema de descomposición ajustado.
25. Un aparato según se reivindica en la
reivindicación 18 y que comprende, además:
h) unos segundos medios de descomposición para
descomponer la primera parte de los datos sísmicos en una pluralidad
de componentes de campo de ondas usando un segundo esquema de
descomposición;
i) medios para multiplicar el primer componente
de campo de ondas seleccionado obtenido por los segundos medios de
descomposición por el segundo componente de campo de ondas
seleccionado obtenido por los segundos medios de descomposición;
y
j) medios para comparar el resultado de
multiplicar el primer componente de campo de ondas por el segundo
componente de campo de ondas con el resultado de multiplicar el
primer componente de campo de ondas seleccionado obtenido por los
segundos medios de descomposición por el segundo componente de campo
de ondas seleccionado obtenido por los segundos medios de
descomposición.
26. Un aparato según se reivindica en la
reivindicación 25 y que comprende, además, unos medios para
seleccionar el primer esquema de descomposición o el segundo
esquema de descomposición sobre la base del resultado de los medios
de comparación.
27. Un aparato según se reivindica en la
reivindicación 26 y que comprende, además, unos medios para procesar
una segunda parte de los datos sísmicos usando el esquema de
descomposición seleccionado.
28. Un aparato según se reivindica en cualquiera
de las reivindicaciones 18 a 27 y que comprende una unidad de
proceso de datos programable.
29. Un medio de almacenamiento que contiene un
programa que, cuando es ejecutado por una unidad de proceso de
datos, efectúa un método definido en cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 16.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0029980 | 2000-12-07 | ||
| GB0029980A GB0029980D0 (en) | 2000-12-07 | 2000-12-07 | Seismic data processing |
| GB0116313A GB0116313D0 (en) | 2000-12-07 | 2001-07-04 | A method of processing seismic data |
| GB0116313 | 2001-07-04 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| ES2272556T3 true ES2272556T3 (es) | 2007-05-01 |
Family
ID=26245405
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| ES01985447T Expired - Lifetime ES2272556T3 (es) | 2000-12-07 | 2001-12-07 | Metodo y aparato de procesar unos datos sismicos. |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6834235B2 (es) |
| EP (1) | EP1340101B1 (es) |
| CN (1) | CN1479875A (es) |
| AT (1) | ATE339699T1 (es) |
| AU (2) | AU2002234794B2 (es) |
| CA (1) | CA2431251A1 (es) |
| DE (1) | DE60123111D1 (es) |
| EA (1) | EA005232B1 (es) |
| ES (1) | ES2272556T3 (es) |
| NO (1) | NO20032600L (es) |
| WO (1) | WO2002046792A2 (es) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2381314B (en) * | 2001-10-26 | 2005-05-04 | Westerngeco Ltd | A method of and an apparatus for processing seismic data |
| GB2384068B (en) * | 2002-01-11 | 2005-04-13 | Westerngeco Ltd | A method of and apparatus for processing seismic data |
| GB2394050B (en) * | 2002-10-07 | 2005-11-23 | Westerngeco Seismic Holdings | Processing seismic data |
| WO2004031805A1 (en) * | 2002-10-07 | 2004-04-15 | Westerngeco Seismic Holdings Limited | Processing seismic data |
| FR2855618B1 (fr) * | 2003-05-27 | 2005-08-05 | Geophysique Cie Gle | Procede de traitement sismique pour la decomposition d'un champ d'onde en composantes harmoniques et applications a la determination de collections angulaires de reflectivite |
| GB2412732B (en) * | 2004-04-03 | 2006-05-17 | Westerngeco Ltd | Wavefield decomposition for cross-line survey |
| US7257492B2 (en) * | 2005-08-26 | 2007-08-14 | Westerngeco L.L. | Handling of static corrections in multiple prediction |
| US8238195B2 (en) * | 2008-01-18 | 2012-08-07 | Baker Hughes Incorporated | Method for 3-C 3-D wavefield decomposition |
| US7817495B2 (en) * | 2008-06-02 | 2010-10-19 | Westerngeco L.L.C. | Jointly interpolating and deghosting seismic data |
| WO2010014118A1 (en) * | 2008-08-01 | 2010-02-04 | Ikelle Luc T | Statistical decoding and imaging of multishot and single-shot seismic data |
| US8325559B2 (en) | 2010-08-27 | 2012-12-04 | Board Of Regents Of The University Of Texas System | Extracting SV shear data from P-wave marine data |
| US8243548B2 (en) | 2010-08-27 | 2012-08-14 | Board Of Regents Of The University Of Texas System | Extracting SV shear data from P-wave seismic data |
| US20130028048A1 (en) * | 2011-07-25 | 2013-01-31 | Soellner Walter | Methods and apparatus for seismic imaging which accounts for sea-surface variations |
| AU2012362876B2 (en) * | 2011-12-28 | 2015-01-15 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Suppressing 4D-noise by weighted stacking of simultaneously acquired wave-fields |
| CN113031061B (zh) * | 2021-04-02 | 2022-09-27 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 一种气化腔边界识别方法 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4935903A (en) * | 1989-05-30 | 1990-06-19 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Reinforcement of surface seismic wavefields |
| US4922465A (en) * | 1989-05-30 | 1990-05-01 | Geco A/S | Interpolation of severely aliased events |
| US4937793A (en) * | 1989-05-30 | 1990-06-26 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Processing method for marine seismic surveying utilizing dual streamers |
| US5206837A (en) * | 1992-05-29 | 1993-04-27 | Western Atlas International, Inc. | Method for compensating for the effect of irregular spatial sampling of seismic wavefields |
| US5396472A (en) * | 1993-09-24 | 1995-03-07 | Western Atlas International | Method for deriving water bottom reflectivity in dual sensor seismic surveys |
| US5696734A (en) * | 1996-04-30 | 1997-12-09 | Atlantic Richfield Company | Method and system for eliminating ghost reflections from ocean bottom cable seismic survey signals |
| US5621700A (en) * | 1996-05-20 | 1997-04-15 | Schlumberger Technology Corporation, Geco-Prakla Div. | Method for attenuation of reverberations using a pressure-velocity bottom cable |
| US6246637B1 (en) * | 1998-09-28 | 2001-06-12 | Pgs Tensor, Inc. | Method and system for combining three component seismic data |
-
2001
- 2001-12-07 EP EP01985447A patent/EP1340101B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-12-07 CN CNA018202063A patent/CN1479875A/zh active Pending
- 2001-12-07 WO PCT/IB2001/002790 patent/WO2002046792A2/en not_active Ceased
- 2001-12-07 EA EA200300643A patent/EA005232B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-12-07 CA CA002431251A patent/CA2431251A1/en not_active Abandoned
- 2001-12-07 AU AU2002234794A patent/AU2002234794B2/en not_active Ceased
- 2001-12-07 US US10/432,829 patent/US6834235B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-12-07 AT AT01985447T patent/ATE339699T1/de not_active IP Right Cessation
- 2001-12-07 DE DE60123111T patent/DE60123111D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-12-07 AU AU3479402A patent/AU3479402A/xx active Pending
- 2001-12-07 ES ES01985447T patent/ES2272556T3/es not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-06-06 NO NO20032600A patent/NO20032600L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA005232B1 (ru) | 2004-12-30 |
| NO20032600D0 (no) | 2003-06-06 |
| AU3479402A (en) | 2002-06-18 |
| WO2002046792A3 (en) | 2002-08-01 |
| NO20032600L (no) | 2003-07-29 |
| EP1340101A2 (en) | 2003-09-03 |
| AU2002234794B2 (en) | 2005-12-15 |
| CN1479875A (zh) | 2004-03-03 |
| DE60123111D1 (de) | 2006-10-26 |
| EA200300643A1 (ru) | 2003-10-30 |
| US20040076078A1 (en) | 2004-04-22 |
| US6834235B2 (en) | 2004-12-21 |
| WO2002046792A2 (en) | 2002-06-13 |
| EP1340101B1 (en) | 2006-09-13 |
| CA2431251A1 (en) | 2002-06-13 |
| ATE339699T1 (de) | 2006-10-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1454169B1 (en) | A method of and an apparatus for processing seismic data | |
| US8396668B2 (en) | Marine seismic surveying employing interpolated multicomponent streamer pressure data | |
| US7778108B2 (en) | Method of and apparatus for processing seismic data | |
| ES2272556T3 (es) | Metodo y aparato de procesar unos datos sismicos. | |
| US6611764B2 (en) | Method and system for determining P-wave and S-wave velocities from multi-component seismic data by joint velocity inversion processing | |
| KR101548976B1 (ko) | 지진 표면파들의 파형들을 사용하는 토양 특성들의 추정 | |
| US7693006B2 (en) | Vector migration of 1st order free-surface related downgoing multiples from VSP data | |
| US8395967B2 (en) | Vector migration of virtual source VSP data | |
| US20150168576A1 (en) | Seismic data analysis using ocean bottom node data collection | |
| AU2002351065A1 (en) | A method of and an apparatus for processing seismic data | |
| US5579282A (en) | Method for determining the shear-wave velocity beneath a body of water | |
| Lines et al. | Channel waves in cross-borehole data | |
| Fischer | Modelling of multiple events using empirical Green’s functions: method, application to swarm earthquakes and implications for their rupture propagation | |
| US20030109989A1 (en) | Geophone coupling | |
| Peng et al. | Pressure in a fluid-filled borehole caused by a seismic source in stratified media | |
| Muijs et al. | Near-surface seismic properties for elastic wavefield decomposition: Estimates based on multicomponent land and seabed recordings | |
| Taira et al. | Imaging of crustal heterogeneous structures using a slowness‐weighted back‐projection with effects of scattering modes: 2. Application to the Nagamachi‐Rifu fault, Japan, area | |
| Rentsch et al. | Migration-based location of seismicity recorded with an array installed in the main hole of the San Andreas Fault Observatory at Depth (SAFOD) | |
| Roberts et al. | Application of 2D full waveform inversion to walkaway VSP data for the estimation of sub-salt elastic parameters | |
| Asakawa et al. | Traveltime-based raytracing for multiples and converted waves | |
| Barak et al. | Applications for rotational seismic data | |
| Bale | Hydrophone-Geophone Deghosting of OBC Data in the tp Domain |