ES2986672T3

ES2986672T3 - Recuperación de la señal durante el desmezclado y la separación simultáneos de la fuente

Info

Publication number: ES2986672T3
Application number: ES20716320T
Authority: ES
Inventors: Kang Fu
Original assignee: BP Corp North America Inc
Current assignee: BP Corp North America Inc
Priority date: 2019-03-15
Filing date: 2020-03-09
Publication date: 2024-11-12
Anticipated expiration: 2040-03-09
Also published as: WO2020190557A1; BR112021018166A2; EP3938810A1; SG11202109970PA; US20200292725A1; US11333781B2; EP3938810B1; DK3938810T3

Abstract

Un dispositivo puede incluir un procesador que puede recuperar las señales mal asignadas en el proceso de desmezcla de datos sísmicos adquiridos con fuentes simultáneas. El procesador puede actualizar la estimación de señal primaria basándose al menos en parte en una operación de separación que separa las señales de coherencia de las señales de ruido en una salida asociada con el residuo determinado como energía restante para la separación. El procesador puede incorporarse en la estimación de señal primaria iterativa del proceso de desmezcla o aplicarse a una salida de desmezcla preexistente. En respuesta a la satisfacción de una condición final, el procesador puede transmitir una salida desmezclada que incluye las señales de coherencia débiles recuperadas de la mala asignación o el error en la estimación de señal primaria. El procesador también puede transmitir la salida desmezclada para su uso en la generación de una imagen sísmica. La imagen sísmica puede representar hidrocarburos en una región subterránea de la Tierra o peligros de perforación subterránea. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Recuperación de la señal durante el desmezclado y la separación simultáneos de la fuente

ANTECEDENTES

[0001] Esta solicitud reivindica la prioridad de la solicitud de patente provisional de los Estados Unidos n. ° 62/819.145, depositada en la Oficina de Patentes y Marcas de los Estados Unidos el 15 de marzo de 2019 y titulada "Signal Recovery During Simultaneous Source Deblending and Separation".

[0002] La presente descripción se refiere, en general, a la generación de imágenes sísmicas y, más específicamente, a técnicas de recuperación de señales que se utilizarán como parte de operaciones de desmezclado y operaciones de separación existentes para mejorar las cantidades de señales coherentes recuperadas durante la adquisición simultánea de fuentes.

[0003] Esta sección pretende presentar al lector diversos aspectos de la técnica que pueden estar relacionados con diversos aspectos de la presente descripción, que se describen y/o reivindican a continuación. Se cree que esta discusión es útil para proporcionar al lector información de antecedentes para facilitar una mejor comprensión de los diversos aspectos de la presente descripción. En consecuencia, debe entenderse que estas declaraciones deben leerse en este sentido, y no como admisiones de la técnica anterior.

[0004] Un levantamiento sísmico incluye la generación de una imagen o mapa de una región subterránea de la Tierra enviando energía acústica al suelo y registrando la energía acústica reflejada que regresa de las capas geológicas dentro de la región subterránea. Durante un levantamiento sísmico, se coloca una fuente de energía en varias ubicaciones en o por encima de la región de la superficie de la Tierra, que puede incluir depósitos de hidrocarburos. Cada vez que se activa la fuente, la fuente genera una señal sísmica (por ejemplo, onda de sonido) que viaja hacia abajo a través de la Tierra, se refleja y, a su regreso, se registra utilizando uno o más receptores dispuestos en o por encima de la región del subsuelo de la Tierra. Los datos sísmicos registrados por los receptores se pueden utilizar a continuación para crear una imagen o perfil de la región del subsuelo correspondiente.

[0005] Con el tiempo, a medida que se extraen hidrocarburos de la región subterránea de la Tierra, la ubicación, la saturación y otras características del yacimiento de hidrocarburos dentro de la región subterránea pueden cambiar. Como tal, puede ser útil determinar cómo la imagen o el mapa de la región del subsuelo cambia con el tiempo, de modo que las operaciones relacionadas con la extracción de los hidrocarburos pueden modificarse para extraer más eficientemente los hidrocarburos de la región del subsuelo de la Tierra.

[0006] Mahdad A. y col. enseñaron en "Separation of blended data by iterative estimation and subtraction of blending interference noise", GEOPHYSICS a estimar el ruido de mezcla y restarlo de los datos mezclados. El documento enseña a obtener una estimación del ruido de mezcla comenzando con los datos desmezclados por mínimos cuadrados y primero clasificando los datos en un dominio donde el ruido de mezcla es incoherente, a continuación, aplicando un filtro de supresión de ruido y aplicando un umbral para eliminar el ruido restante. Esto resulta con parte de la señal a partir de la cual se puede calcular una estimación del ruido de mezcla. El documento enseña que el umbral se puede reducir y que la mayor parte de la señal se recupera en cada iteración.

RESUMEN

[0007] La presente invención es como se define en las reivindicaciones adjuntas. A continuación, se establece un resumen de determinadas realizaciones descritas en esta solicitud. Se debe entender que estas realizaciones se presentan simplemente para proporcionar al lector un breve resumen de las realizaciones y que estas realizaciones no pretenden limitar el alcance de esta invención, que está definido por las reivindicaciones adjuntas. Cabe señalar y comprender que se pueden realizar mejoras y modificaciones de las realizaciones descritas anteriormente, dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0008] La adquisición sísmica que utiliza fuentes y receptores puede ser útil en la generación de, por ejemplo, imágenes sísmicas. Las imágenes sísmicas se pueden usar, por ejemplo, en la determinación de depósitos de hidrocarburos (por ejemplo, áreas dentro de un subsuelo que contienen hidrocarburos) y/o peligros de perforación del subsuelo. Las imágenes sísmicas generalmente se producen a partir de formas de onda sísmicas producidas por una fuente que se reflejan en regiones dentro de un subsuelo y son recibidas por receptores. La imagen sísmica se puede construir utilizando un modelo de velocidad sísmica de alta resolución, tal como un modelo de inversión de forma de onda completa (FWI -Full Waveform Inversión),un modelo de tomografía o similar aplicado, por ejemplo, a través de un constructor de modelos de velocidad. El modelo de velocidad sísmica puede incluir datos indicativos de un cambio en la velocidad de las formas de onda sísmicas durante la propagación a través de la región del subsuelo. La fuente que produce las formas de onda sísmicas puede ser una fuente activa (por ejemplo, fuentes antropogénicas de ondas sísmicas, como explosivos o cañones de aire) o una fuente pasiva (por ejemplo, no antropogénica, como las olas o el viento). Ciertas técnicas emplean fuentes activas debido a la alta relación señal-ruido (SNR) resultante de las formas de onda sísmicas. Fuentes pasivas pueden complementar levantamientos sísmicos de fuentes activas. Por ejemplo, se pueden utilizar fuentes pasivas en la generación de modelos de velocidad de una región cercana a la superficie (por ejemplo, menos de aproximadamente 500 metros (m) debajo de la superficie de la Tierra y/o el fondo marino).

[0009]Además de los ejemplos proporcionados anteriormente, se pueden utilizar técnicas de registro de imágenes y/o datos para diversas aplicaciones en el procesamiento de datos sísmicos, como se describe en esta solicitud. Por ejemplo, los sistemas y procedimientos descritos a continuación se utilizan para la recuperación de señales asociadas con señales devueltas recibidas durante la adquisición simultánea de datos de origen. Para elaborar, a veces se utilizan fuentes simultáneas para recopilar datos que generen una imagen sísmica. Las fuentes simultáneas pueden proporcionar muchos beneficios en la generación de una imagen sísmica, como una eficiencia mejorada, imágenes sísmicas resultantes mejoradas y un costo reducido, en relación con las fuentes no simultáneas. Sin embargo, las fuentes simultáneas a veces también conducen a desafíos particulares, como las interferencias de señal entre señales de coherencia fuerte y señales de coherencia débil (por ejemplo, no coherentes, no coherentes que carecen de coherencia energética completa, energía de reflexión profunda) pueden conducir a una separación incompleta, una separación errónea (por ejemplo, incorrecta), una distorsión grave de las señales de coherencia débil o similares.

[0010]En la adquisición de fuentes no simultáneas, las fuentes sísmicas pueden dispararse con intervalos de tiempo lo suficientemente largos como para hacer que muchas o todas las señales sísmicas deseadas generadas a partir de disparos anteriores se registren antes de que se efectúe el siguiente disparo. Sin embargo, en la adquisición simultánea de la fuente, los intervalos de tiempo pueden ser menores que el tiempo utilizado para registrar un disparo completo. Por lo tanto, las señales sísmicas generadas a partir de disparos vecinos pueden mezclarse.

[0011]Los datos sísmicos registrados generalmente se clasifican en trazas bidimensionales (2-D), tridimensionales (3-D) o incluso de dimensiones superiores para su procesamiento. Debido a la continuidad de la geología de la Tierra, las señales reflejadas por la Tierra pueden ser coherentes en el dominio de las dimensiones 2-D, 3-D o superiores. Sin embargo, el ruido de mezcla, que se refiere a las señales recibidas durante los períodos de recopilación de datos que interfieren con un período de recopilación de datos actual, puede leerse como ruido en ciertos dominios de dimensión 2-D, 3-D o superior debido a la desalineación espacial en el tiempo de excitación de la fuente, a pesar de ser la réplica de una señal primaria (por ejemplo, energía o señal coherente) para un período de recopilación de datos de entrada posterior (por ejemplo, datos sísmicos de entrada). La desmezcla (utilizada indistintamente en esta invención con "operación de desmezcla" u "operaciones de desmezcla") se refiere a las técnicas utilizadas para separar las señales de manera que las señales generadas por cada disparo se colocan en los períodos correctos de recopilación de datos. De esta manera, el ruido de mezcla puede referirse a señales fuera de lugar que deben recuperarse y asociarse con sus señales primarias correspondientes (por ejemplo, energía coherente correspondiente en un período de recopilación de datos posterior). Sin embargo, cuando la adquisición sísmica es menos que ideal, las señales de coherencia débil pueden contaminarse por un fuerte ruido de mezcla durante las operaciones de desmezcla. Se puede desear desarrollar y/o mejorar las técnicas asociadas con la recuperación de energía coherente (por ejemplo, señal coherente) para recopilar y asociar adecuadamente el ruido de mezcla con sus señales primarias correspondientes.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

[0012]Varios aspectos de esta descripción se pueden entender mejor al leer la siguiente descripción detallada y al hacer referencia a los dibujos donde:

La Figura 1 ilustra un diagrama de flujo de varios procedimientos que pueden realizarse con base en el análisis de datos sísmicos adquiridos a través de un sistema de levantamiento sísmico, según las realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 2 ilustra un sistema de prospección marina en un entorno marino, de conformidad con realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 3 ilustra un sistema de prospección terrestre en un entorno terrestre, según las realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 4 ilustra un sistema informático que puede realizar las operaciones descritas en esta invención según los datos adquiridos a través del sistema de prospección marina de la Figura 2 y/o el sistema de prospección terrestre de la Figura 3, según las realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 5 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento para generar una imagen sísmica a través del sistema informático de la Figura 4, según las realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 6A ilustra una gráfica que representa una señal primaria fuerte, una señal primaria débil, ruido de mezcla de la señal primaria fuerte y ruido de mezcla de la señal primaria débil, según las realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 6B ilustra una gráfica que representa la señal primaria fuerte de la Figura 6A y la señal primaria débil de la Figura 6A separada del ruido de mezcla de la Figura 6A pero presentada con ruido de mezcla residual de la señal primaria débil y una señal primaria débil deteriorada, según las realizaciones presentadas en esta invención; La Figura 6C ilustra una gráfica que representa la señal primaria fuerte de la Figura 6A y la señal primaria débil de la Figura 6A separada del ruido de mezcla de la señal primaria fuerte y el ruido de mezcla de la señal primaria débil de la Figura 6A después de recuperar la señal primaria débil del ruido de mezcla residual de la Figura 6B, según las realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 7 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento para operaciones de desmezclado basado en inversión, según realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 8 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento para determinar una señal primaria actualizada asociada con el procedimiento de la Figura 7, según las realizaciones presentadas en esta invención;

La Figura 9 ilustra un diagrama de flujo de una realización del procedimiento de la Figura 8 para un procedimiento mejorado de determinación de una señal primaria actualizada asociada con el procedimiento de la Figura 7, según realizaciones presentadas en esta invención; y

La Figura 10 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento para determinar una señal de desmezclado actualizada que realiza, al menos en parte, algunas de las técnicas de recuperación y desmezclado descritas en esta invención, según las realizaciones presentadas en esta invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE REALIZACIONES ESPECÍFICAS

[0013]Cuando se introducen elementos de varias realizaciones de la presente descripción, los artículos "un", "una", "el", "la" y "dicho" pretenden significar que hay uno o más de los elementos. Los términos "que comprende/n", "que incluye/n" y "que tiene/n" pretenden ser inclusivos y significan que puede haber elementos adicionales distintos de los elementos enumerados. Una o más realizaciones específicas se describirán a continuación. En un esfuerzo por proporcionar una descripción concisa de estas realizaciones, no todas las características de una implementación real se describen en la memoria descriptiva. Debe apreciarse que, en el desarrollo de cualquier implementación real, como en cualquier proyecto o diseño de ingeniería, se deben tomar numerosas decisiones específicas de la implementación para lograr los objetivos específicos de los desarrolladores, como el cumplimiento de las restricciones relacionadas con el sistema y con el negocio, que pueden variar de una implementación a otra. Además, debe apreciarse que dicho esfuerzo de desarrollo podría ser complejo y requerir mucho tiempo, pero sin embargo sería una tarea rutinaria de diseño, fabricación y manufactura para los expertos en la materia que tengan el beneficio de esta descripción.

[0014]Los datos sísmicos pueden proporcionar información valiosa con respecto a la descripción (como la ubicación y/o el cambio) de los depósitos de hidrocarburos dentro de una región del subsuelo de la Tierra. Se pueden realizar mejoras en el procesamiento de los datos sísmicos y la posterior generación de imágenes mediante el uso de técnicas de recuperación de señales de coherencia débil. Como se describe en esta solicitud, estas mejoras incluyen cambios en la operación típica para mejorar las operaciones de recuperación. Las operaciones de recuperación mejorada incluyen la recuperación incremental de energías coherentes asociadas con señales de coherencia débil de energías aparentemente no coherentes generalmente asociadas con el ruido de datos sísmicos.

[0015]A modo de introducción, los datos sísmicos se pueden adquirir utilizando una variedad de sistemas y técnicas de levantamiento sísmico, dos de los cuales se analizan con respecto a la Figura 2 y la Figura 3. Independientemente de la técnica de recopilación de datos sísmicos utilizada, después de adquirir los datos sísmicos, un sistema informático puede analizar los datos sísmicos adquiridos y utilizar los resultados del análisis de datos sísmicos (por ejemplo, sismograma, mapa de formaciones geológicas o similares) para realizar diversas operaciones dentro de las industrias de exploración y producción de hidrocarburos. Por ejemplo, la Figura 1 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento 10 que detalla diversos procedimientos que pueden emprenderse basándose en el análisis de los datos sísmicos adquiridos. Aunque el procedimiento 10 se describe en un orden particular, debe observarse que el procedimiento 10 puede realizarse en cualquier orden adecuado.

[0016]Con referencia ahora a la Figura 1, en el bloque 12, las ubicaciones y propiedades de los depósitos de hidrocarburos dentro de una región del subsuelo de la Tierra asociada con el levantamiento sísmico respectivo se pueden determinar según los datos sísmicos analizados. En una realización, los datos sísmicos adquiridos a través de una o más técnicas de adquisición sísmica se pueden analizar para generar un mapa o perfil que ilustra diversas formaciones geológicas dentro de la región del subsuelo.

[0017]Con base en las ubicaciones y propiedades identificadas de los depósitos de hidrocarburos, en el bloque 14, se pueden explorar ciertas posiciones o partes de la región del subsuelo. Es decir, las organizaciones de exploración de hidrocarburos pueden usar las ubicaciones de los depósitos de hidrocarburos para determinar ubicaciones en la superficie de la región del subsuelo para perforar en la Tierra. Como tal, las organizaciones de exploración de hidrocarburos pueden utilizar las ubicaciones y propiedades de los depósitos de hidrocarburos y las sobrecargas asociadas para determinar un camino a lo largo del cual perforar en la Tierra, cómo perforar en la Tierra y similares.

[0018]Después de que el equipo de exploración se ha colocado dentro de la región del subsuelo, en el bloque 16, los hidrocarburos que se almacenan en los depósitos de hidrocarburos pueden producirse a través de pozos de flujo natural, pozos de elevación artificial y similares. En el bloque 18, los hidrocarburos producidos podrán ser transportados a refinerías, instalaciones de almacenamiento, sitios de procesamiento y similares a través de vehículos de transporte, ductos y similares. En el bloque 20, los hidrocarburos producidos pueden procesarse según diversos procedimientos de refinación para desarrollar diferentes productos utilizando los hidrocarburos.

[0019]Se observa que los procedimientos analizados con respecto al procedimiento 10 pueden incluir otros procedimientos adecuados que pueden basarse en las ubicaciones y propiedades de los depósitos de hidrocarburos tal como se indica en los datos sísmicos adquiridos a través de uno o más estudios sísmicos. Como tal, debe entenderse que los procedimientos descritos anteriormente no pretenden representar una lista exhaustiva de procedimientos que pueden realizarse después de determinar las ubicaciones y propiedades de los depósitos de hidrocarburos dentro de la región del subsuelo.

[0020]Teniendo en cuenta lo anterior, la Figura 2 ilustra un sistema de prospección marina 22 (por ejemplo, para su uso junto con el bloque 12 de la Figura 1) que puede emplearse para adquirir datos sísmicos (por ejemplo, formas de onda) con respecto a una región del subsuelo de la Tierra en un entorno marino. En general, se puede llevar a cabo un levantamiento sísmico marino utilizando el sistema de levantamiento marino 22 en un océano 24 u otra masa de agua sobre una región del subsuelo 26 de la Tierra que se encuentra debajo de un fondo marino 28.

[0021]El sistema de prospección marina 22 puede incluir una embarcación 30, una fuente sísmica 32, un cable marino 34, un receptor 36 y/u otro equipo que pueda ayudar a adquirir imágenes sísmicas representativas de formaciones geológicas dentro de una región del subsuelo 26 de la Tierra. El buque 30 puede remolcar la fuente sísmica 32 (por ejemplo, un conjunto de cañones de aire) que puede producir energía, como ondas acústicas (por ejemplo, formas de onda sísmicas), que se dirige a un fondo marino 28. La embarcación 30 también puede remolcar el cable marino 34 que tiene un receptor 36 (por ejemplo, hidrófonos) que puede adquirir formas de onda sísmicas que representan la salida de energía por las fuentes sísmicas 32 después de reflejarse en diversas formaciones geológicas (por ejemplo, cúpulas salinas, fallas, pliegues o similares) dentro de la región del subsuelo 26. Además, aunque la descripción del sistema de prospección marina 22 se describe con una fuente sísmica 32 (representada en la Figura 2 como un conjunto de cañones de aire) y un receptor 36 (representado en la Figura 2 como una pluralidad de hidrófonos), se observa que el sistema de prospección marina 22 puede incluir múltiples fuentes sísmicas 32 y múltiples receptores sísmicos 36. De la misma manera, aunque las descripciones anteriores del sistema de prospección marina 22 se describen con un cable sísmico 34, se observa que el sistema de prospección marina 22 puede incluir múltiples cables sísmicos 34. Además, embarcaciones adicionales 30 pueden incluir fuentes sísmicas adicionales 32, cables marinos 34 y similares para realizar las operaciones del sistema de prospección marina 22.

[0022]La Figura 3 ilustra un sistema de prospección terrestre 38 (por ejemplo, para su uso junto con el bloque 12 de la Figura 1) que puede emplearse para obtener información sobre la región del subsuelo 26 de la Tierra en un entorno no marino. El sistema de prospección terrestre 38 puede incluir una fuente sísmica (terrestre) 40 y un receptor sísmico (terrestre) 44. En algunas realizaciones, el sistema de prospección terrestre 38 puede incluir una o más fuentes sísmicas múltiples 40 y uno o más receptores sísmicos 44 y 46. De hecho, para fines de discusión, la Figura 3 incluye una fuente sísmica 40 y dos receptores sísmicos 44 y 46. La fuente sísmica 40 (por ejemplo, vibrador sísmico) puede estar dispuesta en una superficie 42 de la Tierra por encima de la región del subsuelo 26 de interés. La fuente sísmica 40 puede producir energía (por ejemplo, ondas sonoras, formas de onda sísmicas) dirigida a la región del subsuelo 26 de la Tierra. Al llegar a varias formaciones geológicas (por ejemplo, domos de sal, fallas, pliegues) dentro de la región del subsuelo 26, la producción de energía de la fuente sísmica 40 puede reflejarse en las formaciones geológicas y ser adquirida o registrada por uno o más receptores terrestres (por ejemplo, 44 y 46).

[0023]En algunas realizaciones, los receptores sísmicos 44 y 46 pueden estar dispersos a lo largo de la superficie 42 de la Tierra para formar un patrón tipo cuadrícula. Como tal, cada receptor sísmico 44 o 46 puede recibir una forma de onda sísmica reflejada en respuesta a la energía que se dirige a la región del subsuelo 26 a través de la fuente sísmica 40. En algunos casos, una forma de onda sísmica producida por la fuente sísmica 40 puede reflejarse en diferentes formaciones geológicas y ser recibida por diferentes receptores. Por ejemplo, como se muestra en la Figura 3, la fuente sísmica 40 puede emitir energía que puede dirigirse a la región del subsuelo 26 como forma de onda sísmica 48. Un primer receptor sísmico 44 puede recibir la reflexión de la forma de onda sísmica 48 fuera de una formación geológica y un segundo receptor 46 puede recibir la reflexión de la forma de onda sísmica 48 fuera de una formación geológica diferente. Como tal, el primer receptor sísmico 44 puede recibir una forma de onda sísmica reflejada 50 y el segundo receptor 46 puede recibir una forma de onda sísmica reflejada 52.

[0024]Independientemente de cómo se adquieran los datos sísmicos, un sistema informático (por ejemplo, para su uso junto con el bloque 12 de la Figura 1) puede analizar las formas de onda sísmicas adquiridas por los receptores sísmicos (marinos) 36 o los receptores sísmicos (terrestres) 44 y 46 para determinar información con respecto a la estructura geológica, la ubicación y propiedad de los depósitos de hidrocarburos y similares dentro de la región del subsuelo 26. La Figura 4 ilustra un ejemplo de un sistema informático 60 que puede realizar varias operaciones de análisis de datos para analizar los datos sísmicos adquiridos por los receptores 36, 44 o 46 para determinar la estructura de las formaciones geológicas dentro de la región del subsuelo 26.

[0025]Con referencia ahora a la Figura 4, el sistema informático 60 puede incluir un componente de comunicación 62, un procesador 64, memoria 66 (por ejemplo, un medio tangible, no transitorio y legible por máquina), almacenamiento 68 (por ejemplo, un medio tangible, no transitorio y legible por máquina), puertos de entrada/salida (E/S) 70, una pantalla 72 y similares. El componente de comunicación 62 puede ser un componente de comunicación inalámbrico o cableado que puede facilitar la comunicación entre los receptores 36, 44, 46, una o más bases de datos 74, otros dispositivos informáticos y otros dispositivos con capacidad de comunicación. En una realización, el sistema informático 60 puede recibir datos del receptor 76 (por ejemplo, datos sísmicos, sismogramas) adquiridos previamente por receptores sísmicos a través de un componente de red, la base de datos 74 o similar. El procesador 64 del sistema informático 60 puede analizar o procesar los datos del receptor 76 para determinar diversas características con respecto a las formaciones geológicas dentro de la región del subsuelo 26 de la Tierra.

[0026]El procesador 64 puede ser cualquier tipo de procesador informático o microprocesador capaz de ejecutar código o instrucciones ejecutables por ordenador para implementar los procedimientos descritos en esta invención. El procesador 64 también puede incluir varios procesadores que pueden realizar las operaciones descritas a continuación. La memoria 66 y el almacenamiento 68 pueden ser cualquier artículo de fabricación adecuado que sirva como medio para almacenar código ejecutable por procesador, datos o similares. Estos artículos de fabricación pueden representar medios legibles por ordenador (por ejemplo, cualquier forma adecuada de memoria o almacenamiento) que pueden almacenar el código ejecutable por procesador utilizado por el procesador 64 para realizar las técnicas descritas en esta invención. En general, el procesador 64 puede ejecutar aplicaciones de software que incluyen programas que procesan datos sísmicos adquiridos a través de receptores de un levantamiento sísmico según las realizaciones descritas en esta invención.

[0027]La memoria 66 y el almacenamiento 68 también se pueden usar para almacenar los datos, el análisis de los datos, las aplicaciones de software y similares. La memoria 66 y el almacenamiento 68 pueden representar medios legibles por ordenador no transitorios (por ejemplo, cualquier forma adecuada de memoria o almacenamiento) que puedan almacenar el código ejecutable por procesador utilizado por el procesador 64 para realizar diversas técnicas descritas en esta invención. Cabe señalar que tangible y no transitorio simplemente indica que el medio es tangible y no es una señal.

[0028]Los puertos de E/S 70 son interfaces que pueden acoplarse a otros componentes periféricos tales como dispositivos de entrada (por ejemplo, teclado, ratón), sensores, módulos de entrada/salida (E/S) y similares. Los puertos de E/S 70 pueden permitir que el sistema informático 60 se comunique con otros dispositivos en el sistema de prospección marina 22, el sistema de levantamiento terrestre 38 o similares.

[0029]La pantalla 72 puede representar visualizaciones asociadas con software o código ejecutable procesado por el procesador 64. En una realización, la pantalla 72 puede ser una pantalla táctil capaz de recibir entradas de un usuario del sistema informático 60. La pantalla 72 también se puede utilizar para ver y analizar los resultados del análisis de los datos sísmicos adquiridos para determinar las formaciones geológicas dentro de la región del subsuelo 26, la ubicación y la propiedad de los depósitos de hidrocarburos dentro de la región del subsuelo 26, y similares. La pantalla 72 puede ser cualquier tipo de pantalla adecuado, tal como una pantalla de cristal líquido (LCD), una pantalla de plasma o una pantalla de diodo orgánico emisor de luz (OLED). Además de representar la visualización descrita en esta invención a través de la pantalla 72, debe observarse que el sistema informático 60 también puede representar la visualización a través de otros elementos tangibles, tales como papel (por ejemplo, a través de impresión) y similares.

[0030]Teniendo en cuenta lo anterior, las presentes técnicas descritas en esta invención también se pueden realizar usando un superordenador que emplea múltiples sistemas informáticos 60, un sistema informático en la nube o similares para distribuir procedimientos que se realizarán en múltiples sistemas informáticos. En este caso, cada sistema informático 60 que funciona como parte de un superordenador puede no incluir cada componente enumerado como parte del sistema informático 60. Por ejemplo, cada sistema informático 60 puede no incluir la pantalla 72 ya que la pantalla 72 puede no ser útil para un superordenador diseñado para procesar continuamente datos sísmicos.

[0031]Después de realizar varios tipos de procesamiento de datos sísmicos, el sistema informático 60 puede almacenar los resultados del análisis en una o más bases de datos 74. Las bases de datos 74 pueden estar acopladas comunicativamente a una red que puede transmitir y recibir datos hacia y desde el sistema informático 60 a través del componente de comunicación 62. Además, las bases de datos 74 pueden almacenar información con respecto a la región del subsuelo 26, tal como sismogramas anteriores, datos de muestras geológicas, imágenes sísmicas y similares con respecto a la región del subsuelo 26.

[0032]Aunque los componentes descritos anteriormente se han analizado con respecto al sistema informático 60, debe observarse que componentes similares pueden constituir el sistema informático 60. Además, el sistema informático 60 también puede ser parte del sistema de prospección marina 22 o el sistema de prospección terrestre 38 y, por lo tanto, puede monitorear y/o controlar ciertas operaciones de las fuentes sísmicas 32 o 40, los receptores 36, 44, 46 o similares. Además, debe observarse que los componentes enumerados se proporcionan como componentes de ejemplo y las realizaciones descritas en esta invención no se limitan a los componentes descritos con referencia a la Figura 4.

[0033]En algunas realizaciones, el sistema informático 60 (por ejemplo, el procesador 64 que funciona junto con al menos una de la memoria 66 o el almacenamiento 68) puede generar una representación bidimensional o una representación tridimensional de la región del subsuelo 26 según los datos sísmicos recibidos a través de los receptores mencionados anteriormente. Además, los datos sísmicos asociados con múltiples combinaciones de fuente/receptor se pueden combinar para crear un perfil casi continuo de la región del subsuelo 26 que se puede extender a cierta distancia. En un levantamiento sísmico bidimensional (2-D), las ubicaciones del receptor pueden colocarse a lo largo de una sola línea, mientras que en un levantamiento tridimensional (3-D) las ubicaciones del receptor pueden distribuirse a través de la superficie en un patrón de cuadrícula. Como tal, un levantamiento sísmico 2-D puede proporcionar una imagen transversal (corte vertical) de las capas de la Tierra presentes debajo de las ubicaciones de registro. Un levantamiento sísmico 3D, por otro lado, puede crear un "cubo" o volumen de datos que puede corresponder a una imagen 3D de la región del subsuelo 26.

[0034]Además, un estudio sísmico de cuatro dimensiones (4-D o de lapso de tiempo) puede incluir datos sísmicos adquiridos durante un levantamiento 3-D en múltiples momentos. Usando las diferentes imágenes sísmicas adquiridas en diferentes momentos, el sistema informático 60 puede comparar las dos imágenes para identificar cambios en la región del subsuelo 26.

[0035]En cualquier caso, un levantamiento sísmico puede incluir una gran cantidad de registros sísmicos individuales (por ejemplo, trazas, trazas sísmicas). Como tal, el sistema informático 60 analiza los datos sísmicos adquiridos y obtiene una imagen representativa de la región del subsuelo 26. El sistema informático 60 puede usar la imagen para determinar ubicaciones y/o propiedades de depósitos de hidrocarburos. Para tal fin, se pueden utilizar diversos algoritmos de procesamiento de datos sísmicos para eliminar el ruido de los datos sísmicos adquiridos, migrar los datos sísmicos preprocesados, identificar cambios entre múltiples imágenes sísmicas, alinear múltiples imágenes sísmicas o similares.

[0036]Después de que el sistema informático 60 analiza los datos sísmicos adquiridos, los resultados del análisis de datos sísmicos (por ejemplo, sismograma, imágenes sísmicas, mapa de formaciones geológicas, etc.) pueden usarse para realizar diversas operaciones dentro de las industrias de exploración y producción de hidrocarburos. Según la presente invención, el sistema informático 60 proporciona una indicación de la presencia de hidrocarburos. Como tal, el sistema informático 60 proporciona una indicación de la región del subsuelo 26 que es probable que tenga hidrocarburos y proporciona una posición (por ejemplo, coordenadas o un área relativa) de las regiones que incluyen los depósitos de hidrocarburos y/o (en algunos casos) peligros de perforación del subsuelo. En otras realizaciones, la imagen generada según las presentes técnicas puede visualizarse a través de la pantalla 72 del sistema informático 60, facilitando así la localización de una región por parte de un usuario del sistema informático 60. En consecuencia, los datos sísmicos adquiridos se pueden utilizar para realizar el procedimiento 78 de la Figura 5 que detalla un ejemplo de los diversos procedimientos que se pueden llevar a cabo basándose en el análisis de los datos sísmicos adquiridos para proporcionar un análisis de datos sísmicos.

[0037]En algunas realizaciones, una imagen sísmica puede generarse junto con un esquema de procesamiento sísmico como, por ejemplo, el procedimiento 78 ilustrado en la Figura 5, mediante el sistema informático 60 (y más específicamente, el procesador 64 que funciona junto con al menos una de la memoria 66 o el almacenamiento 68). Como se ilustra, el procedimiento 78 incluye una secuencia de procesamiento sísmico que incluye una recopilación de datos sísmicos en el bloque 80, la edición de los datos sísmicos en el bloque 82, el procesamiento inicial en el bloque 84 y el procesamiento de señales, el acondicionamiento y la formación de imágenes (que pueden, por ejemplo, incluir la producción de secciones o volúmenes con imágenes) en el bloque 86 antes de cualquier interpretación de los datos sísmicos, cualquier mejora adicional de la imagen en consonancia con los objetivos de exploración deseados, la generación de atributos a partir de los datos sísmicos procesados, la reinterpretación de los datos sísmicos según sea necesario y la determinación y/o generación de una prospección de perforación u otras aplicaciones de prospección sísmica. Como resultado del procedimiento 78, se puede identificar la ubicación de hidrocarburos dentro de una región del subsuelo 26. Como se describió anteriormente, la calidad de los datos sísmicos puede mejorarse utilizando las técnicas de recuperación de señal de coherencia débil descritas en esta invención.

[0038]La Figura 6A ilustra una gráfica 100 que representa una señal primaria fuerte 102, una señal primaria débil 104, ruido de mezcla de la señal primaria fuerte 102 (por ejemplo, ruido de mezcla 106) y ruido de mezcla de la señal primaria débil 104 (por ejemplo, ruido de mezcla 108). Como se describió anteriormente, estas señales pueden ser generadas inicialmente por la fuente sísmica 32 o múltiples fuentes en diferentes momentos. Cuando se realizan adquisiciones de fuentes simultáneas de datos sísmicos, la fuente sísmica 32 puede transmitir una primera señal en un primer momento y la misma fuente u otra fuente puede transmitir una segunda señal en un segundo momento (por ejemplo, un momento posterior a la primera vez).

[0039] Aunque no se emite al mismo tiempo, la primera señal y la segunda señal pueden transmitirse relativamente cerca en el tiempo, de modo que existe la posibilidad de interferencia de señal sin ruido durante la recepción de la primera señal debido a la recepción de la segunda señal. Por lo tanto, a veces al menos una porción de la segunda señal es recibida por los receptores 36, 44 y/o 46 cuando los receptores 36, 44 y/o 46 esperan recibir la primera señal.

[0040] De esta manera, los datos recopilados correspondientes a la primera señal pueden incluir datos correspondientes a la segunda señal. Si esto ocurre, la segunda señal que aparece en los datos de la primera señal puede considerarse interferencia de señal sin ruido, señales de coherencia débil o ruido de mezcla. Dado que la segunda señal puede ser diferente (por ejemplo, afectada por formaciones diferentes a la primera señal) a la primera señal, la combinación preventiva de las dos señales para el análisis de datos puede ser inadecuada y posteriormente puede causar interferencia en los datos recuperados para la señal transmitida en el primer momento.

[0041] Excluyendo los ruidos generados por el fondo o el equipo, la grabación sísmica es la suma de señales primarias con diferentes ventanas de tiempo de los datos de entrada originales. Al predecir las señales primarias para cada ventana de tiempo, los errores en una ventana de tiempo pueden causar errores en otras ventanas superpuestas, ya que la suma es fija. Por lo tanto, predecir el ruido de mezcla puede ser tan beneficioso para el análisis de señales como predecir las señales primarias coherentes.

[0042] Para ayudar a ilustrar, la señal primaria fuerte 102 puede corresponder a los datos recopilados correspondientes a la señal primaria de múltiples excitaciones de fuente sísmica (a saber, disparos) que viajan a través de una o más características dentro de la tierra y regresan a un receptor. Por ejemplo, la fuente sísmica 32 puede haber transmitido la primera señal en un primer momento y, en un momento posterior, los receptores 36, 44 y/o 46 pueden haber recibido datos correspondientes a la primera señal. Antes de que el receptor 36, 44 y/o 46 complete el registro de la primera señal, la misma fuente sísmica 32 o una fuente diferente puede transmitir otra señal y registrarse. Los receptores 36, 44 y/o 46 pueden continuar grabando hasta que se haya grabado al menos una porción de los disparos (por ejemplo, algunos disparos, muchos disparos, todos los disparos). El desplazamiento del registro continuo para alinear los ceros de tiempo con los tiempos de las excitaciones de la fuente sísmica puede generar los datos recopilados (comúnmente denominados recopilación de receptor común o recopilación, pero en esta invención denominados "recopilación") representados en la gráfica 100. Los datos recopilados incluyen la señal primaria fuerte 102 (por ejemplo, la señal real asociada con la respuesta principal de la señal de las fuentes sísmicas y múltiples excitaciones hacia una o más características o formaciones que se analizan como parte de la recopilación de datos sísmicos, señal coherente), la señal primaria débil 104 (por ejemplo, energía coherente relacionada con características del subsuelo más profundas con amplitud más débil), el ruido de mezcla 106 que es la misma energía que la señal primaria fuerte 102, excepto que los ceros de tiempo están desalineados con respecto a cuando se excitan los disparos, y el ruido de mezcla 108 que tiene la misma energía que la señal primaria débil 104, excepto que los ceros de tiempo están desalineados con respecto a cuando se excitan los disparos. El ruido de mezcla 106 puede superponerse con los datos de la señal primaria 104 que son relativamente débiles en comparación con los datos de la señal primaria 102 y el ruido de mezcla 106.

[0043] A veces, las operaciones de procesamiento de señales provocan el descarte o la desestimación del ruido de mezcla 106. Sin embargo, puede no ser deseable ignorar el ruido de mezcla 108 y la señal primaria débil 104 cuando se aísla la señal primaria 102 de las otras señales. Para aislar la señal primaria 102 del resto de las señales, se pueden realizar operaciones de separación en los datos recopilados. Sin embargo, estas operaciones de separación pueden causar inadvertidamente al menos una mala asignación del ruido de mezcla 106. De esta manera, los datos sísmicos valiosos que se superponen con la señal primaria 102 y el ruido de mezcla 106 pueden perderse cuando el ruido de mezcla 106 se subestima. Por ejemplo, el residuo del ruido de mezcla puede corresponder a la pérdida de señal en un momento diferente, ya que el ruido de mezcla 106 representa la señal primaria fuerte 102, o energía coherente, mal colocada y detectada en un momento diferente al esperado. Los datos sísmicos valiosos que se superponen con la señal primaria fuerte 102 y el ruido de mezcla 106 también pueden perderse cuando la predicción del ruido de mezcla 106 se sobreestima haciendo que se pierda la señal primaria débil 104 que se superpone con el ruido de mezcla 106.

[0044] La Figura 6B ilustra los resultados de las operaciones de desmezclado y/o separación en los datos recopilados, en particular la Figura 6B ilustra una gráfica 116 que representa la señal primaria fuerte 102 y la señal primaria débil 104 separadas de las otras señales de la gráfica 100. Aunque la señal primaria fuerte 102 se muestra como recuperada de las operaciones, no es suficiente simplemente descartar los datos asociados con las otras señales, ya que puede haber datos de señal primaria ocultos dentro de las otras señales, por ejemplo, la señal primaria débil 104. Los datos de señal primaria ocultos deben asociarse con otros datos de señal primaria para facilitar la recopilación completa de datos. En este caso, el ruido de mezcla fuerte 106 está sobreestimado, y parte de la energía primaria débil se ha filtrado en la predicción del ruido de mezcla fuerte 106, lo que puede dar como resultado el ruido de mezcla residual 108B de la señal primaria débil 104 y una señal primaria debilitada 104B. Para realizar la operación de desmezclado y/o separación con la energía filtrada recuperada, se combinan múltiples separaciones de energías coherentes y no coherentes en el mismo dominio y/o en diferentes dominios mediante peinado, mezclado y sustracción con los datos continuos mezclados originales durante las iteraciones de procesamiento, con el fin de recuperar adecuadamente las señales primarias de otras señales, tales como el ruido de mezcla 108B. Cabe señalar que el ruido residual no se deriva exclusivamente de la señal primaria débil 104, por ejemplo, el ruido de mezcla fuerte 106 también puede tener ruido residual que puede tratarse con las mismas técnicas descritas en esta invención.

[0045]La Figura 6C ilustra una gráfica 126 que representa la señal primaria fuerte 102 y la señal primaria débil 104 separadas del ruido de mezcla 106 y el ruido de mezcla 108. La señal primaria débil 104 puede incluir el ruido de mezcla residual 108B. Esto se puede lograr mediante la recuperación del ruido de mezcla residual 108B en la Figura 6B. Antes de usar las técnicas descritas en esta solicitud, la fuga de la señal primaria débil 104 en el ruido de mezcla 106 (o la fuga del ruido de mezcla 108 en la señal primaria fuerte 102) se acumula después de iteraciones de operaciones de desmezclado o separación, y puede causar pérdida de señal. Sin embargo, usando las técnicas de recuperación modificadas, el ruido de mezcla residual 108B puede separarse de la señal primaria fuerte 102 y devolverse adicionalmente a las señales primarias débiles 104 originalmente asociadas con el ruido de mezcla residual 108B.

[0046]La Figura 7 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento 136 para operaciones de desmezclado basado en inversión. Aunque la siguiente descripción del procedimiento 136 se detalla en un orden particular para facilitar la explicación, se debe tener en cuenta que las operaciones del procedimiento 136 pueden realizarse en cualquier orden adecuado. Además, aunque el procedimiento 136 se describe como realizado por el sistema informático 60, debe entenderse que el procedimiento 136 puede realizarse mediante cualquier sistema informático, dispositivo informático y/o controlador adecuado. De esta manera, también debe entenderse que algunas o todas las operaciones de procesamiento descritas a continuación pueden ser realizadas por uno o más componentes del sistema informático 60, incluido el procesador 64, la memoria 66 o similares, y pueden ser ejecutadas por el procesador 64, por ejemplo, ejecutando código, instrucciones, comandos o similares almacenados en la memoria 66 (por ejemplo, un medio tangible, no transitorio y legible por ordenador).

[0047]En el bloque 138, el sistema informático 60 determina un residuo inicial. El residuo es una diferencia entre los datos de entrada esperados y los datos de entrada realmente recibidos en el receptor (por ejemplo, los receptores 36, 44, 46). Los datos de entrada se basan en los datos sísmicos recibidos. De esta manera, el residuo indica una diferencia entre los datos de entrada esperados y los datos de entrada manifestados dentro de los datos sísmicos recibidos. En la etapa inicial, el residuo inicial se determina utilizando datos continuos mezclados originales inicializados (por ejemplo, datos originales) recibidos de los receptores durante las operaciones de detección sísmica. Los datos continuos mezclados originales inicializados pueden representar datos recibidos por los receptores después de usar la detección sísmica, pero antes de realizar cualquier procesamiento. Los datos residuales continuos se pueden peinar (por ejemplo, cortar ventanas de tiempo de los datos continuos con la primera ventana de tiempo que ocurre en el momento de accionamiento de los disparos) en una recopilación de dimensiones bidimensionales, tridimensionales o superiores. Las señales primarias son espacialmente coherentes en la recopilación, ya que el momento en que se efectuaron los disparos de las señales registradas es el mismo que el momento de inicio de las ventanas de tiempo y los disparos se muestrean espacialmente de manera regular. Cabe señalar que la coherencia espacial aún se puede lograr incluso cuando los disparos no se muestrean regularmente, como al regularizar los disparos a una cuadrícula deseada. Sin embargo, las señales sin ruido (por ejemplo, coherencia débil, ruido de mezcla) pueden no ser coherentes espacialmente en la recopilación, ya que el momento en que se efectuaron los disparos de las señales registradas no es el mismo que el momento de inicio de las ventanas de tiempo. Las señales coherentes o energías coherentes pueden tener fases, frecuencias, amplitudes u otras propiedades de coherencia sísmica iguales o sustancialmente similares, de modo que, si se combinan, las señales coherentes pueden sumarse de manera constructiva. Además, la coherencia generalmente puede indicar continuidad o similitudes entre las trazas sísmicas durante una ventana de tiempo específica. Como tales, las señales coherentes son generalmente continuas durante un marco de tiempo particular, mientras que las señales no coherentes se consideran generalmente no continuas durante el mismo marco de tiempo. La clasificación del residuo en señales coherentes y señales no coherentes facilita la mejora del análisis de los datos de entrada al permitir el aislamiento del ruido de mezcla de las señales primarias, centrando así el análisis de los datos de entrada en los datos de interés.

[0048]En el bloque 140, el sistema informático 60 puede determinar si el residuo inicial es igual a cero o si se cumple un umbral de recuento de iteraciones (por ejemplo, un umbral de iteraciones asociado con un número máximo de veces que el valor del residuo puede actualizarse de forma iterativa). Si el residuo es igual a cero, los datos originales pueden considerarse completamente desmezclados. Sin embargo, si el residuo no es igual a cero, el sistema informático 60 puede realizar varias operaciones de procesamiento para intentar ajustar el valor residual a cero. El sistema informático 60 puede procesar iterativamente los datos originales para generar el valor residual de cero y continuar para determinar una salida desmezclada final. Sin embargo, esto puede llevar más de una iteración de procesamiento. En cada iteración, un recuento de iteraciones puede aumentar en uno u otro incremento adecuado (o disminución, en algunas realizaciones). Por lo tanto, en el bloque 140, el sistema informático 60 también puede verificar para ver si se cumple el umbral de recuento de iteraciones, o si el recuento de iteraciones excede un número umbral de iteraciones a realizar. Antes de realizar operaciones asociadas con los bloques 142-150 (por ejemplo, bloque 142, bloque 144, bloque 146, bloque 148, bloque 150), el recuento de iteraciones es igual a cero, donde el umbral de recuento de iteraciones puede no ser igual a cero. Incluso si el residuo no es cero, si se cumple el umbral de recuento de iteraciones, el sistema informático 60 continúa en el bloque 152 para continuar el procedimiento 136. Esto ayuda a limitar los recursos de procesamiento gastados por el sistema informático 60 en hacer que el residuo sea una cantidad adecuada (por ejemplo, residual=0).

[0049]En respuesta a que el residuo no es igual a la cantidad adecuada, como cero, o en respuesta a que no se cumple el umbral de recuento de iteraciones, el sistema informático 60, en los bloques 142-150, realiza operaciones de procesamiento para intentar ajustar el residuo a una cantidad más favorable o más deseable (por ejemplo, un valor inferior), que se describen con más detalle a continuación. Al finalizar el procesamiento, el recuento de iteraciones puede cambiar para representar un número total de iteraciones realizadas hasta el momento y el sistema informático 60 repite la determinación de si la estimación residual actualizada es igual a cero o si el recuento de iteraciones ahora alcanza un umbral (por ejemplo, el recuento de iteraciones ahora es igual a uno). Cuando el sistema informático 60, en el bloque 140, determina que el residuo (por ejemplo, el residuo inicial o la estimación residual actualizada) es igual a cero o se cumple el umbral de recuento de iteraciones, el sistema informático 60 avanza en el procedimiento 136 al bloque 152. De esta manera, el procedimiento 136 representa, al menos en parte, un procedimiento iterativo que generalmente se debe realizar en una serie de iteraciones.

[0050]Con referencia de nuevo a los bloques 142-150, en el bloque 142, el sistema informático 60 puede realizar operaciones de peinado. Las operaciones de peinado pueden generar un residuo peinado que se utiliza en las operaciones en el bloque 144. Las operaciones de peinado pueden incluir el uso de un filtro de peine o la realización de un filtrado de peine. El filtrado de peine se puede realizar cortando una ventana de tiempo de la grabación continua para un disparo dado (llamado traza del disparo dado) siendo el tiempo de inicio de la ventana el tiempo de excitación de la fuente sísmica del disparo dado, repitiendo la operación de corte para cada disparo y clasificando las trazas según la cuadrícula de disparo deseada. Se discuten detalles adicionales con respecto a las operaciones de peinado en los párrafos que describen al menos la Figura 4, la Figura 5, la Figura 6 y la Figura 7 de la Solicitud de Patente de EE. u U. en tramitación serie N.° 12/542.433, expedida como patente de EE. UU. N.° 8.295.124 el 23 de octubre de 2012.

[0051]En el bloque 144, el sistema informático 60 realiza operaciones de separación para estimar las señales primarias. Puede desearse que las señales primarias se extraigan en la operación de separación, sin embargo, es probable que durante la separación se filtre involuntariamente algún ruido de mezcla o señales de coherencia débil en las señales primarias estimadas, en particular, señales de no ruido débiles. Esto se debe a que las señales de coherencia débil pueden considerarse fugas/errores de la operación de separación y, por lo tanto, no se pretende que se añadan a la señal primaria estimada. Se puede utilizar cualquier técnica de separación de señal-ruido adecuada (por ejemplo, deconvolución predictiva de frecuencia-espacio (f-x), deconvolución de frecuencia-espacio (f-x), umbral de frecuencia-espacio (f-x), umbral de frecuencia-número de onda (f-k), descomposición de valor singular (SVD) o similares) para separar las señales primarias de la energía residual. Se pueden usar diferentes procedimientos para determinar la señal primaria actualizada como se analiza a continuación con respecto a la Figura 8 y la Figura 9. Cabe señalar que las operaciones de separación en el bloque 144 también se pueden aplicar a la suma del residuo peinado del bloque 142 y la estimación de señal primaria de una iteración anterior.

[0052]En el bloque 148, el sistema informático 60 puede realizar operaciones de mezcla. Las operaciones de mezcla pueden generar datos continuos mezclados (por ejemplo, datos de entrada esperados) según la señal primaria estimada. Las operaciones de mezcla pueden implicar añadir una versión retardada de una señal a sí misma causando alguna interferencia de señal. En el bloque 150, el sistema informático 60 combina y actualiza la estimación de señal residual basándose al menos en parte en los datos continuos mezclados generados en el bloque 148. Los datos continuos mezclados pueden multiplicarse por una constante (por ejemplo, -1) y combinarse con los datos continuos mezclados originales de tal manera que un residuo basado en la señal (por ejemplo, separado de la interferencia de señal sin ruido) de los datos continuos mezclados originales puede usarse como el residuo en la siguiente iteración. El sistema informático 60 compara la estimación residual actualizada en el bloque 140 con un valor cero para determinar si el residuo se ha eliminado y, por lo tanto, si los cálculos iterativos deben continuar. Se debe entender que el residuo se puede comparar con cualquier valor adecuado para determinar cuándo el residuo ha alcanzado un valor deseado.

[0053]Por lo tanto, con referencia ahora al bloque 140, el sistema informático 60 puede repetir una determinación de si el residuo (por ejemplo, estimación residual actualizada) es igual a cero o se cumple el umbral de recuento de iteración. En respuesta a que se cumpla el cero igual residual o el umbral de recuento de iteraciones, el sistema informático 60 avanza al bloque 152. En el bloque 152, el sistema informático 60 transmite una señal primaria de salida. La señal primaria de salida son datos representativos de una energía primaria de los datos recibidos por los receptores sin ruido o con una cantidad reducida de ruido.

[0054]En algunas realizaciones, en el bloque 156, el sistema informático 60 puede transmitir una señal de parada. La señal de parada puede recibirse y/o usarse para detener las operaciones de actualización asociadas con el bloque 146. Dado que la señal primaria ya no se utiliza en la generación de la señal primaria de salida, la estimación de la señal primaria no se debe actualizar de nuevo para ser utilizada en la determinación de un nuevo residuo. Cabe señalar que las operaciones de actualización pueden reanudarse cuando se repite el procedimiento 136 para determinar una señal primaria adicional asociada con un conjunto de datos diferente.

[0055]En el bloque 158, el sistema informático 60 transmite una salida desmezclada final 160. La salida desmezclada final 160 puede considerarse el resultado (por ejemplo, resultado computacional, resultado calculado, resultado determinado) del procedimiento 136. La salida desmezclada final se puede utilizar para un procesamiento de señal adicional como se describe en la Figura 5 anterior, tal como en operaciones en el bloque 82 o en el bloque 84 de la Figura 5.

[0056]Como se describió anteriormente, el sistema informático 60 puede filtrar las señales de coherencia débil en su determinación de la señal primaria actualizada, donde las señales de coherencia débil se filtran involuntariamente en las señales primarias estimadas. La Figura 8 y la Figura 9 ilustran un diagrama de flujo de un procedimiento ejemplar 170 para determinar una señal primaria actualizada asociada con el procedimiento de la Figura 7 en el bloque 146, para recuperar las señales perdidas debido a la fuga. Debe entenderse que la Figura 8 y la Figura 9 simplemente representan un procedimiento de ejemplo que se utilizará para realizar las operaciones descritas en el bloque 146, por lo tanto, se pueden utilizar otros procedimientos, procesos o procedimientos adecuados para realizar también las operaciones descritas en el bloque 146. Aunque la siguiente descripción del procedimiento 170 se detalla en un orden particular para facilitar la explicación, se debe tener en cuenta que las operaciones del procedimiento 170 pueden realizarse en cualquier orden adecuado. Además, aunque el procedimiento 170 se describe como realizado por el sistema informático 60, debe entenderse que el procedimiento 170 puede realizarse mediante cualquier sistema informático, dispositivo informático y/o controlador adecuado. De esta manera, también debe entenderse que algunas o todas las operaciones de procesamiento descritas a continuación pueden ser realizadas por uno o más componentes del sistema informático 60, incluido el procesador 64, la memoria 66 o similares, y pueden ser ejecutadas por el procesador 64, por ejemplo, ejecutando código, instrucciones, comandos o similares almacenados en la memoria 66 (por ejemplo, un medio tangible no transitorio).

[0057]En el bloque 172, el sistema informático 60 puede determinar un recuento de iteraciones actual. El recuento de iteraciones, como se describió anteriormente, se actualiza junto con la actualización de la estimación residual. Si el sistema informático 60 está determinando el recuento de iteraciones por primera vez (por ejemplo, la primera vez significa que aún no se ha realizado una iteración completa y el residuo aún no se ha actualizado más allá del valor residual inicial determinado en el bloque 138), el recuento de iteraciones es igual a un valor inicial, tal como cero (por ejemplo, recuento de iteraciones =0).

[0058]Por lo tanto, en el bloque 174, el sistema informático 60 puede determinar si el recuento de iteraciones es igual a cero. Si el recuento de iteraciones es igual a 0, el sistema informático 60 pasa al bloque 176 para determinar una estimación de señal primaria correspondiente a una matriz cero (por ejemplo, una estructura de datos o matriz de datos que incluye valores nulos, trazas vacías) o por medio de alguna otra técnica de inicialización adecuada para inicializar una estimación de señal primaria. Después de determinar la estimación de señal primaria, el sistema informático 60 pasa al bloque 184.

[0059]Sin embargo, si el sistema informático 60 en el bloque 174 determina que el recuento de iteraciones no es igual a cero, el sistema informático 60 determina que el procesamiento iterativo ha comenzado. Por lo tanto, el sistema informático 60 continúa en el bloque 180 para recuperar una estimación de señal primaria previa. Después de determinar la estimación de señal primaria, el sistema informático 60 procede al bloque 178 para generar una nueva estimación de señal primaria. El sistema informático 60 puede continuar el procedimiento 170 utilizando las nuevas estimaciones de señal primaria para actualizar la estimación de señal primaria anterior según la operación de separación basada en coherencia.

[0060]En el bloque 178, el sistema informático 60 puede recibir la nueva estimación primaria generada en el bloque 144 del procedimiento 136 en respuesta a las operaciones de separación. De esta manera, el ruido no coherente, las señales de coherencia débil y las señales primarias restantes pueden retenerse para cálculos futuros.

[0061]En el bloque 182, el sistema informático 60 puede combinar la nueva estimación de señal primaria y la estimación de señal primaria anterior. El sistema informático 60 puede utilizar circuitos adicionales o circuitos de procesamiento programados para añadir valores al peso y combinar la nueva estimación de señal primaria y la estimación de señal primaria anterior. Se debe entender que, aunque se describe como suma, se puede usar cualquier procedimiento combinacional adecuado según la realización, por ejemplo, multiplicación, división, resta o similares. El resultado del cálculo se considera una estimación de señal primaria.

[0062]Después de combinar los valores, en el bloque 184, el sistema informático 60 puede actualizar, guardar, emitir o similares la nueva estimación de señal primaria como estimación de señal primaria actualizada 186. La estimación de señal primaria actualizada puede ser cualquier tipo adecuado de datos y se puede emitir en el bloque 152 del procedimiento 136 cuando el sistema informático 6o realiza una determinación adecuada en el bloque 140 del procedimiento 136. La estimación de señal primaria guardada puede recuperarse de la memoria 66 para ser referenciada en iteraciones preformadas posteriormente basadas en los mismos datos continuos mezclados originales inicializados para facilitar la realización de determinaciones iterativas de la estimación de señal primaria. Después de determinar la estimación de señal primaria, el sistema informático 60 puede reanudar la realización del procedimiento 136 representado en la Figura 7, tal como en el bloque 148 para realizar operaciones de mezcla.

[0063]Al realizar las operaciones descritas anteriormente, las operaciones de desmezclado suponen que las señales sin ruido (por ejemplo, señales de coherencia débil, ruido de mezcla) no son coherentes en el espacio, mientras que la señal a desmezclar es coherente en el espacio. En otras palabras, se supone que existe una clara distinción entre energía no coherente (por ejemplo, presumiblemente ruido) y energía coherente (por ejemplo, presumiblemente señal). Además, una suposición adicional incluye suponer que cuando las señales se separan durante las iteraciones descritas anteriormente, no se transmite ningún ruido de mezcla con las señales (por ejemplo, las señales primarias estimadas a partir del residuo peinado en el bloque 144 de la Figura 7 no incluyen ningún ruido de mezcla y pueden ser señales válidas). Esto hace que las operaciones de desmezclado sean inexactas, ya que las señales de coherencia débil pueden interpretarse como no coherentes con respecto a la señal primaria, y a continuación filtrarse en las señales primarias de coherencia fuerte.

[0064]La Figura 9 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento 200 para determinar una señal primaria actualizada asociada con el procedimiento 136 de la Figura 7 utilizando la salida del procedimiento 170 de la Figura 8. Las señales de coherencia débil que se filtran en la estimación de señal primaria en el bloque 144 del procedimiento 136 en respuesta a las operaciones de separación, se recuperan para volver a colocarse en la ventana de tiempo correcta para el disparo correspondiente a las señales de coherencia débil. Incluir este procedimiento con el rendimiento del procedimiento 136 de la Figura 7 y la Figura 8 puede mejorar el procesamiento de datos sísmicos y hacer alcanzable la suposición de que se transporta menos ruido de mezcla con las señales durante la separación señal-ruido. Debe entenderse que la Figura 9 simplemente representa un procedimiento de ejemplo que se utilizará para realizar las operaciones descritas en el bloque 146 de la Figura 7, por lo tanto, se pueden utilizar otros procedimientos, procesos o procedimientos adecuados para realizar también las operaciones descritas en el bloque 146. Aunque la siguiente descripción del procedimiento 200 se detalla en un orden particular para facilitar la explicación, se debe tener en cuenta que las operaciones del procedimiento 200 pueden realizarse en cualquier orden adecuado. Además, aunque el procedimiento 200 se describe como realizado por el sistema informático 60, debe entenderse que el procedimiento 200 puede realizarse mediante cualquier sistema informático, dispositivo informático y/o controlador adecuado. De esta manera, también debe entenderse que algunas o todas las operaciones de procesamiento descritas a continuación pueden ser realizadas por uno o más componentes del sistema informático 60, incluido el procesador 64, la memoria 66 o similares, y pueden ser ejecutadas por el procesador 64, por ejemplo, ejecutando código, instrucciones, comandos o similares almacenados en la memoria 66 (por ejemplo, un medio tangible no transitorio).

[0065]Continuando con el bloque 184 de la Figura 8, el sistema informático 60, en el bloque 202, realiza operaciones de separación coherentes en la estimación de señal primaria actualizada 186. En este punto, el sistema informático 60 puede filtrar la energía sísmica que no es coherente en la señal desmezclada mediante el uso de procedimientos de eliminación de ruido aleatorios, tales como deconvolución predictiva de frecuencia-espacio (f-x), filtro de mediana vectorial o cualquier otro medio adecuado de eliminación de ruido aleatorio. Como resultado de estas operaciones hay salidas que incluyen señales coherentes 204, o señales asociadas con energía coherente, y señales no coherentes, o señales clasificadas como asociadas con ruido o interferencia. En general, la coherencia se refiere a una estadística que puede exponer una relación entre dos señales o dos conjuntos de datos y se puede usar para determinar una relación entre una entrada y una salida, que por lo tanto se puede aplicar para determinar si las señales particulares son ruido. Las señales no coherentes pueden incluir ruido de mezcla, por lo que se deben realizar operaciones de recuperación de señal para recuperar cualquier señal relevante (por ejemplo, señales coherentes adicionales) de las señales no coherentes.

[0066]Por lo tanto, para facilitar la recuperación de señales coherentes de las señales no coherentes, el sistema informático 60, en el bloque 206, puede realizar operaciones de mezcla y peinado en las señales no coherentes del bloque 202. Aquí, las señales no coherentes se mezclan en datos continuos deslizando las ventanas de tiempo que tienen tiempos de disparo respectivos y sumando las ventanas de tiempo. La operación de peinado puede convertir los datos continuos sumados de nuevo a las recopilaciones de ventanas de tiempo. Las recopilaciones deben procesarse para facilitar las operaciones de separación de señal y ruido.

[0067]En el bloque 208, el sistema informático 60 puede realizar las operaciones de separación coherente de nuevo en las señales no coherentes después de las operaciones de mezcla y peinado. En algunos casos, las señales coherentes pueden filtrarse en señales no coherentes que resultan de la operación de separación coherente realizada en el bloque 202. Como parte de las operaciones de mezcla y peinado realizadas en las señales no coherentes del bloque 202, en estos casos, las señales no coherentes deben separarse del conjunto peinado generado en el bloque 226. Por lo tanto, el sistema informático 60 repite los procedimientos de eliminación de ruido, como la deconvolución predictiva del espacio de frecuencia (f-x), el filtro de mediana vectorial, la descomposición del valor singular o cualquier otro medio adecuado de eliminación de ruido. Las operaciones de separación coherentes del bloque 208 pueden aplicarse en una dimensión diferente o usando diferentes técnicas o usando las mismas técnicas, pero diferente parametrización en comparación con el bloque 144 y el bloque 202. Por ejemplo, las operaciones de separación en el bloque 144 pueden usar regularización tridimensional y transformada de frecuencia-número de onda (f-k), mientras que las operaciones de separación en el bloque 202 pueden usar regularización bidimensional y un filtro de mediana vectorial, y las operaciones de separación en el bloque 208 pueden usar regularización bidimensional y una deconvolución predictiva de frecuencia-espacio (f-x). La repetición de las operaciones de separación coherentes permite que el sistema informático 60 separe señales coherentes adicionales de las señales no coherentes generales en la estimación de señal primaria (por ejemplo, señales clasificadas como no coherentes). El sistema informático 60 utiliza las señales coherentes resultantes en el bloque 210 y puede descartar o ignorar las señales no coherentes resultantes.

[0068]En el bloque 210, el sistema informático 60 puede combinar las señales coherentes resultantes de la separación coherente en el bloque 208 con las señales coherentes resultantes 204 de la separación coherente en el bloque 202. Si la desmezcla realizada usando el procedimiento 170 de la Figura 8 está haciendo un trabajo adecuado, el resultado mezclado y peinado del bloque 206 permanece no coherente, por lo que no se generan señales en el bloque 208 y se combinan con las señales coherentes 204. Sin embargo, si hubiera señales coherentes dentro del resultado mezclado en el bloque 206, las señales coherentes se han extraviado y pueden capturarse y recombinarse con las señales coherentes 204. Las señales coherentes determinadas en el bloque 208 y las señales coherentes 204 se añaden (o suman de otro modo después de ajustarse mediante un peso de modificación) junto con las señales no coherentes resultantes generadas en el bloque 202 con un peso. La combinación resultante de las señales coherentes se convierte en la nueva estimación de señal primaria actualizada 212. Se observó que cuando el procedimiento 200 se realiza de forma iterativa, una o más señales coherentes extraídas (por ejemplo, extraídas de forma iterativa) que se extraviaron se pueden combinar en esta parte para determinar la estimación de señal actualizada, y que se puede incluir cualquier número adecuado de iteraciones de los bloques 202, 206 y 208 en el procedimiento 200. El sistema informático 60 puede rastrear iteraciones y finalizar el rendimiento iterativo de al menos una porción del procedimiento 200 en respuesta a que se cumpla y/o exceda un parámetro umbral. Esta condición final (por ejemplo, exceder el parámetro umbral) puede indicar un número adecuado de iteraciones. La condición final puede ser un umbral de iteración asociado con un número máximo de veces que un valor del residuo se puede actualizar de forma iterativa. El sistema informático 60 puede continuar en el bloque 148 de la Figura 7 para realizar operaciones de mezcla utilizando la nueva estimación de señal primaria actualizada 212. Al continuar el sistema informático con el procedimiento 136 después de realizar el procedimiento 200, la salida desmezclada final 160 puede incluir una o más señales previamente fuera de lugar que han sido capturadas (por ejemplo, recuperadas) y recombinadas con señales coherentes identificadas inicialmente asociadas con una estimación de señal primaria.

[0069]La Figura 10 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento 222 para determinar una señal desmezclada actualizada que realiza al menos en parte algunas de las técnicas de recuperación y desmezclado descritas anteriormente con respecto a la Figura 9. El procedimiento 222 describe un procedimiento que puede adaptarse a los sistemas de procesamiento y captura existentes para mejorar la salida desmezclada final 160. Esta actualización se puede permitir utilizando uno o más procesadores o sistemas informáticos además del sistema informático 60, de modo que los sistemas informáticos adicionales puedan recibir salidas del sistema informático 60 para realizar el procedimiento general. Aunque se pueden usar dos o más procesadores o sistemas informáticos, un sistema informático 60 se describe en esta solicitud como que realiza el procedimiento 222. Aunque la siguiente descripción del procedimiento 222 se detalla en un orden particular para facilitar la explicación, se debe tener en cuenta que las operaciones del procedimiento 222 pueden realizarse en cualquier orden adecuado. Además, aunque el procedimiento 222 se describe como realizado por el sistema informático 60, debe entenderse que el procedimiento 222 puede realizarse mediante cualquier sistema informático, dispositivo informático y/o controlador adecuado. De esta manera, también debe entenderse que algunas o todas las operaciones de procesamiento descritas a continuación pueden ser realizadas por uno o más componentes del sistema informático 60, incluido el procesador 64, la memoria 66 o similares, y pueden ser ejecutadas por el procesador 64, por ejemplo, ejecutando código, instrucciones, comandos o similares almacenados en la memoria 66 (por ejemplo, un medio tangible no transitorio).

[0070]En el bloque 224, el sistema informático 60 puede recibir la salida desmezclada final 160 del bloque 158 de la Figura 7 y realizar una separación coherente descrita en el bloque 224 de la Figura 9. Para facilitar la discusión, la discusión con respecto a los detalles sobre la separación coherente realizada en el bloque 224 de la Figura 10, las operaciones de mezcla y peinado realizadas en el bloque 226 de la Figura 10 y la repetición de la separación coherente en el bloque 228 de la Figura 10 desde arriba se basan en esta invención ya que algunos procedimientos son los mismos entre el procedimiento 222 y el procedimiento 200 de la Figura 9. Por lo tanto, en el bloque 226, el sistema informático 60 puede realizar operaciones de mezcla y peinado en las señales no coherentes resultantes de la separación coherente en el bloque 224. En algunos casos, las señales coherentes pueden filtrarse en señales no coherentes que resultan de la operación de separación coherente realizada en el bloque 224. Como parte de las operaciones de mezcla y peinado realizadas en las señales no coherentes del bloque 224, en estos casos, las señales no coherentes deben separarse del conjunto peinado generado en el bloque 226. En el bloque 228, el sistema informático 60 puede repetir el rendimiento de la separación coherente (por ejemplo, la separación coherente del bloque 224) en la salida mezclada y peinada del bloque 226. En este punto, el sistema informático 60, en el bloque 230, puede combinar señales coherentes 232 (generadas durante las operaciones de separación coherente en el bloque 224), las señales coherentes resultantes de la separación coherente del bloque 228 y las señales no coherentes resultantes generadas en el bloque 224 para generar una nueva estimación de señal primaria 234. La combinación puede ser una suma directa (por ejemplo, no ajustada a través de un valor de peso de modificación) o una suma ponderada (por ejemplo, ajustada a través de un valor de peso de modificación). La nueva estimación de señal primaria se puede usar cuando se realizan operaciones de mezcla, en el bloque 236, de una manera similar a la discusión anterior con respecto al bloque 148 de la Figura 7.

[0071]El sistema informático 60, en el bloque 238, puede combinar los datos continuos mezclados emitidos de la señal primaria estimada con los datos continuos mezclados originales, como se describió anteriormente con respecto al bloque 150 de la Figura 7. En algunas realizaciones, los datos continuos mezclados emitidos se multiplican por una constante negativa (por ejemplo, -1) para ajustar el valor de los datos antes de combinarse con los datos continuos mezclados originales.

[0072]En el bloque 240, el sistema informático 60 puede realizar operaciones de desmezclado utilizando la salida residual del bloque 238. Las operaciones de desmezclado pueden facilitar la separación del ruido de mezcla de las señales de ruido dentro de la estimación residual emitida desde el bloque 238. Las señales de coherencia débil generadas en el bloque 240 pueden combinarse (por ejemplo, combinarse aditivamente) con la nueva estimación de señal primaria 234 en el bloque 242. Se puede usar cualquier procedimiento o medio adecuado para combinar las señales, incluidos los circuitos de procesamiento que funcionan para sumar valores de señal. Se debe tener en cuenta que la operación de desmezcla en el bloque 240 se puede reemplazar ponderando la salida residual del bloque 238 con un pliegue de mezcla (por ejemplo, en un momento dado, se registran varios disparos sísmicos dentro de una ventana de tiempo efectiva) o variaciones del pliegue de mezcla, de modo que la mezcla de la salida residual ponderada del bloque 240 genere la salida residual del bloque 238.

[0073]Después de combinar la señal de coherencia débil generada en el bloque 240 y la nueva estimación de señal primaria 234, en el bloque 244, el sistema informático 60 puede emitir una salida desmezclada mejorada que incluye los resultados de una única iteración de la operación de recuperación de señal de desmezclado. De esta manera, la salida desmezclada mejorada puede incluir al menos alguna señal de coherencia débil que previamente, como cuando se usa la salida desmezclada final, se filtró previamente en otras señales coherentes. Por lo tanto, esta salida desmezclada final puede incluir una o más señales previamente fuera de lugar que se han capturado (por ejemplo, recuperado) y recombinado con señales coherentes identificadas inicialmente asociadas con una estimación de señal primaria. La salida del bloque 244 puede ser la entrada (por ejemplo, el bloque 160) del bloque 224 si se pueden recuperar señales de coherencia débil adicionales.

[0074]De esta manera, un segundo procesador puede actualizar el valor del residuo después de determinar una salida desmezclada final como parte de las operaciones de adaptación descritas anteriormente realizadas además de una o más operaciones (por ejemplo, que pueden ser realizadas por un primer procesador y/o realizadas por software, una aplicación, para lo similar), de modo que se mejore una salida desmezclada final de una o más operaciones. El segundo procesador puede emitir una salida desmezclada mejorada como la salida desmezclada en el bloque 244. Esta salida desmezclada mejorada puede incluir al menos algunas señales coherentes recuperadas de las señales de ruido asociadas con la salida desmezclada final 160, tal como la salida desmezclada final 160 emitida en el bloque 158.

[0075]Usando los procedimientos descritos en la Figura 9 y la Figura 10, también se pueden resolver varios problemas de geometría. Por ejemplo, los disparos transmitidos por fuentes sísmicas (por ejemplo, fuente sísmica 32, fuente sísmica 40) pueden no devolverse en un patrón periódico o regular. Por ejemplo, algunos disparos pueden recibirse con un primer intervalo (por ejemplo, 0,5 metros) y algunos disparos pueden recibirse con un segundo intervalo (por ejemplo, 1,5 metros), o varios disparos caen en el mismo punto de la cuadrícula a pesar de la diferencia entre sus ubicaciones. El uso de los procedimientos descritos anteriormente de la Figura 9 y la Figura 10 permite la corrección de estos intervalos de modo que los intervalos puedan corregirse (por ejemplo, a 1 metro) ya que las operaciones de separación de coherencia en la Figura 9 o la Figura 10 pueden permitir una tolerancia mejorada en cuestiones de geometría.

[0076]Los efectos técnicos de la presente descripción incluyen diseños y procedimientos para reducir las señales de coherencia débil descartadas y mal asignadas a otras señales coherentes durante el procesamiento de datos sísmicos. En particular, los procedimientos y técnicas de edición de datos descritos incluyen procedimientos para recuperar, al menos en parte, señales de coherencia débil extraviadas durante el procesamiento sísmico, lo que permite una reasociación de señales coherentes extraviadas (por ejemplo, previamente ocultas dentro de otras señales coherentes) con otras señales coherentes de una misma fuente que puede no ser la fuente de enfoque durante la recopilación de datos sísmicos. Estas operaciones de recuperación pueden causar entradas de datos mejoradas en los generadores de imágenes sísmicas. Cuando se mejoran las entradas de datos en los generadores de imágenes sísmicas, la imagen sísmica resultante también puede mejorar, causando una mejora de una representación de hidrocarburos en una región del subsuelo de la Tierra o de los peligros de perforación del subsuelo.

[0077]Las realizaciones específicas descritas anteriormente se han mostrado a modo de ejemplo, y debe entenderse que estas realizaciones pueden ser susceptibles de diversas modificaciones y formas alternativas, dentro del alcance de las reivindicaciones adjuntas.

[0078]Las técnicas presentadas y reivindicadas en esta invención se refieren y aplican a objetos materiales y ejemplos concretos de naturaleza práctica que mejoran de manera demostrable el presente campo técnico y, como tales, no son abstractos, intangibles o puramente teóricos.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento implementado por ordenador que comprende:

determinar (138) un residuo asociado con datos sísmicos de entrada, donde los datos sísmicos de entrada comprenden datos sísmicos mezclados generados por dos o más disparos sísmicos impartidos por una o más fuentes sísmicas (32) y recibidos por uno o más receptores sísmicos (36), donde el residuo indica una diferencia entre unos datos sísmicos de entrada esperados y los datos sísmicos de entrada, donde los datos sísmicos de entrada esperados se determinan mezclando señales primarias estimadas con cambios de tiempo aplicados a las señales primarias estimadas según un tiempo de excitaciones de fuente sísmica que generaron señales primarias, y donde se inicializa una estimación de señal primaria (102, 104);

actualizar iterativamente (142, 144, 146, 148, 150) un valor del residuo según, al menos en parte, las operaciones de separación, donde las operaciones de separación están configuradas para filtrar señales coherentes, asociadas con datos residuales o una suma de los datos residuales y una estimación de señal primaria actual (102, 104), en un primer subconjunto de señales, y donde las operaciones de separación están configuradas para filtrar señales no coherentes asociadas con los datos residuales en un segundo subconjunto de señales;

generar (204) señales coherentes adicionales con la sincronización correcta a partir de señales fuera de lugar dentro del primer subconjunto de señales, al menos en parte mediante la extracción y reasignación iterativa de una parte no coherente o una parte menos coherente del primer subconjunto de señales; y

en respuesta a satisfacer una condición final, transmitir (160, 242, 244) una salida desmezclada que se determina basándose al menos en parte en el primer subconjunto de señales y las señales coherentes adicionales y que es para su uso en la generación de una imagen sísmica, donde la imagen sísmica representa hidrocarburos en una región del subsuelo de la Tierra o peligros de perforación del subsuelo.

2. El procedimiento según la reivindicación 1, donde actualizar de forma iterativa el valor del residuo basándose, al menos en parte, en las operaciones de separación comprende:

determinar (144) una estimación de señal primaria actualizada (102, 104) según, al menos en parte, un recuento de iteración actual, donde la estimación de señal primaria actualizada (102, 104) está configurada para identificar una energía coherente para un período de recopilación de datos sísmicos de entrada particular; y

generar (160, 244) la salida desmezclada basándose al menos en parte en la estimación de señal primaria actualizada (102, 104).

3. El procedimiento según la reivindicación 2, donde la salida desmezclada es la estimación de señal primaria actualizada (102, 104), o una suma ponderada de la estimación de señal primaria actualizada (102, 104) y una estimación de señal primaria (102, 104) de iteraciones anteriores.

4. El procedimiento según la reivindicación 1, donde actualizar de forma iterativa el valor del residuo basándose, al menos en parte, en las operaciones de separación comprende:

recibir el primer subconjunto de señales utilizadas para estimar una energía coherente para un período de recopilación de datos sísmicos de entrada particular; y

separar (202) el primer subconjunto de señales en un tercer subconjunto de señales y un cuarto subconjunto de señales, donde el tercer subconjunto de señales corresponde a la energía coherente del primer subconjunto de señales, y donde el cuarto subconjunto de señales comprende energía no coherente o menos coherente del primer subconjunto de señales indicativas de señales primarias mal asignadas,

donde la salida desmezclada se genera según, al menos en parte, la combinación (210) del primer subconjunto de señales, el tercer subconjunto de señales y un quinto subconjunto de señales, donde el quinto subconjunto de señales se extrae de las señales primarias mal asignadas del cuarto subconjunto de señales.

5. El procedimiento según la reivindicación 4, que comprende además extraer el quinto subconjunto de señales de las señales primarias mal asignadas en el cuarto subconjunto de señales mediante:

mezclar el cuarto subconjunto de señales en un registro de datos continuo con cambios de tiempo aplicados a las señales según tiempo de las excitaciones de la fuente sísmica para generar las señales;

peinar los datos continuos mezclados en una recopilación de períodos de recopilación de datos para generar datos de recopilación peinados;

restar el cuarto subconjunto de señales de los datos de recopilación peinados, donde las señales coherentes se filtran en el cuarto subconjunto de señales para generar datos de recopilación restados; y

realizar las operaciones de separación en los datos de recopilación peinados o los datos de recopilación restados para obtener la energía coherente reasignada como el quinto subconjunto de señales,

donde actualizar el valor del residuo comprende realizar (206) operaciones de mezcla que utilizan una estimación de señal primaria actualizada (102, 104) que comprende el tercer subconjunto de señales, el cuarto subconjunto de señales y el quinto subconjunto de señales.

6. El procedimiento según la reivindicación 1, donde la condición final comprende exceder un umbral de iteración asociado con un número máximo de veces que el valor del residuo se actualiza de forma iterativa, y donde la salida desmezclada comprende un tercer subconjunto de señales, un cuarto subconjunto de señales y un quinto subconjunto de señales, donde el quinto subconjunto de señales corresponde a señales coherentes mal colocadas recuperadas del cuarto subconjunto de señales.

7. Un medio tangible, no transitorio y legible por máquina, que comprende instrucciones configuradas para hacer que un procesador:

determine un residuo (138) asociado con los datos sísmicos de entrada, donde los datos sísmicos de entrada comprenden datos sísmicos mezclados generados por dos o más disparos sísmicos impartidos por una o más fuentes sísmicas (32) y recibidos por uno o más receptores sísmicos (36), donde el residuo indica una diferencia entre los datos sísmicos de entrada esperados y los datos sísmicos de entrada; determine (160) una salida desmezclada basándose, al menos en parte, en el residuo;

actualice (244) la salida desmezclada basándose al menos en parte en un resultado de realizar una o más operaciones de recuperación configuradas para recuperar señales coherentes de una parte menos coherente de la salida desmezclada; y

transmita (242, 244) la salida desmezclada para su uso en la generación de una imagen sísmica, donde la imagen sísmica representa hidrocarburos en una región del subsuelo de la Tierra o peligros de perforación del subsuelo.

8. El medio tangible, no transitorio, legible por máquina según la reivindicación 7, donde las instrucciones están configuradas además para hacer que el procesador, como parte de una o más operaciones de recuperación: realice (224, 228) una operación de separación en la salida desmezclada para generar un primer subconjunto de señales asociadas con señales coherentes de la salida desmezclada y un segundo subconjunto de señales asociadas con señales no coherentes de la salida desmezclada;

recupere un tercer subconjunto de señales del segundo subconjunto de señales, donde el tercer subconjunto de señales comprende las señales coherentes de las señales no coherentes de la salida desmezclada; y actualice la salida desmezclada basándose, al menos en parte, en el tercer subconjunto de señales resultantes de realizar una o más operaciones de recuperación.

9. Los medios tangibles, no transitorios, legibles por máquina según la reivindicación 8, donde las instrucciones configuradas para hacer que el procesador, como parte de una o más operaciones de recuperación: realicen operaciones de mezcla y peinado en el segundo subconjunto de señales para generar datos de recopilación peinados;

resten el segundo subconjunto de señales de los datos de recopilación peinados, donde las señales coherentes se filtran en el segundo subconjunto de señales para generar datos de recopilación restados; y

después de las operaciones de mezcla, peinado y sustracción, realicen (208) una operación de separación adicional en los datos de recopilación peinados o los datos de recopilación sustraídos para generar el tercer subconjunto de señales y un cuarto subconjunto de señales, donde el tercer subconjunto de señales se considera señales coherentes recuperadas, y donde el cuarto subconjunto de señales se considera señales no coherentes.

10. Los medios tangibles, no transitorios, legibles por máquina según la reivindicación 9, donde las instrucciones para actualizar la salida desmezclada comprenden además instrucciones configuradas para hacer que el procesador:

genere (234) una estimación de señal primaria (102, 104) basándose al menos en parte en el tercer subconjunto de señales, el segundo subconjunto de señales y el primer subconjunto de señales;

calcule (236) los datos sísmicos de entrada esperados mezclando la estimación de la señal primaria (102, 104) con los cambios de tiempo aplicados a las señales primarias antes de la mezcla según un tiempo de excitaciones de la fuente sísmica para generar las señales;

genere (238) el residuo basándose, al menos en parte, en una diferencia entre los datos sísmicos de entrada esperados y los datos de entrada originales;

realice (240) operaciones de desmezclado en el residuo, o divida el residuo mediante un pliegue de mezcla; y después de realizar las operaciones de desmezclado o las operaciones de división, actualice (242) la salida desmezclada según la estimación de la señal primaria (102, 104) y los resultados de las operaciones de desmezclado o las operaciones de división.

11. Los medios tangibles, no transitorios, legibles por máquina según la reivindicación 10, donde la estimación de señal primaria (102, 104) se genera combinando de forma aditiva el tercer subconjunto de señales, el segundo subconjunto de señales y el primer subconjunto de señales.

12. Los medios tangibles, no transitorios, legibles por máquina según la reivindicación 7, donde la salida desmezclada comprende una o más señales previamente mal colocadas que han sido capturadas y recombinadas con señales coherentes identificadas inicialmente asociadas con una estimación de señal primaria (102, 104).

13. Un dispositivo, que comprende:

una memoria configurada para almacenar instrucciones; y un primer procesador acoplado a la memoria y configurado para ejecutar las instrucciones, que hacen que el procesador se configure para:

determinar (138) un residuo asociado con los datos sísmicos de entrada, donde los datos sísmicos de entrada comprenden datos sísmicos mezclados generados por dos o más disparos sísmicos impartidos por una o más fuentes sísmicas (32) y recibidos por uno o más receptores sísmicos (36), donde el residuo indica una diferencia entre los datos sísmicos de entrada esperados y los datos sísmicos de entrada;

actualizar (142, 144, 146, 148, 150) un valor del residuo según, al menos parcialmente, una operación de separación que separa señales coherentes de señales de ruido en una salida asociada con el residuo, donde la salida asociada con el residuo es una energía restante para la separación o una suma del residuo y una estimación de señal primaria (102, 104);

extraer (202) energía no coherente o débilmente coherente de las señales coherentes;

generar (204) señales coherentes adicionales con temporización correcta basándose al menos en parte en una reasignación de la energía no coherente o débilmente coherente;

en respuesta al cumplimiento de una condición final, determinar (160, 242) una salida desmezclada que comprende la energía no coherente o débilmente coherente reasignada de la salida; y

transmitir (244) la salida desmezclada para su uso en la generación de una imagen sísmica, donde la imagen sísmica representa hidrocarburos en una región del subsuelo de la Tierra o peligros de perforación del subsuelo.

14. El dispositivo según la reivindicación 13, donde las instrucciones hacen además que el primer procesador, como parte de la generación de las señales coherentes adicionales con la sincronización correcta, se configure para:

extraer (202) la energía mal asignada de la estimación de señal primaria (102, 104); y

generar (204) señales coherentes asociadas con la temporización adecuada a partir de la energía mal asignada al menos en parte reasignando la energía mal asignada a la señal primaria, donde la actualización del valor del residuo está configurada para ser parte de un procedimiento iterativo realizado antes de determinar la salida desmezclada, y donde el procedimiento iterativo comprende actualizar, en cada iteración, la estimación de señal primaria (102, 104) para incluir las señales coherentes adicionales de señales coherentes previamente determinadas pero mal asignadas.

15. El dispositivo según la reivindicación 14, que comprende además un segundo procesador configurado para actualizar (242) el valor del residuo después de determinar una salida desmezclada final como parte de las operaciones de adaptación realizadas además de las operaciones configuradas para ser preexistentes, de modo que se mejora la salida desmezclada final, y donde el segundo procesador está configurado para emitir una salida desmezclada mejorada como la salida desmezclada, donde la salida desmezclada mejorada comprende al menos algunas señales coherentes recuperadas de las señales de ruido asociadas con la salida desmezclada final.