MX2012004145A - Metodo para prospeccion sismica usando separacion lateral mas amplia entre fuentes para mejorar eficiencia. - Google Patents

Abstract

Un método para remolcar un arreglo de adquisición sísmica marina en un cuerpo de agua incluye remolcar una pluralidad de cables marinos con sensores separados lateralmente detrás de una embarcación de prospección en el agua; una separación lateral entre cables marinos adyacentes es representada por L; al menos dos fuentes de energía sísmica separadas lateralmente son remolcadas detrás de la embarcación de prospección; una separación lateral entre al menos dos fuentes es representada por kL, en donde k es una constante y en donde k es a lo sumo igual al número de cables marinos.

Description

MÉTODO PARA PROSPECCIÓN SÍSMICA USANDO SEPARACIÓN LATERAL MÁS AMPLIA ENTRE FUENTES PARA MEJORAR EFICIENCIA REFERENCIA CRUZADA No aplica.

DECLARACIÓN CON RESPECTO A DESARROLLO O INVESTIGACIÓN PATROCINADA A NIVEL FEDERAL No aplica.

CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se relaciona generalmente con el campo de prospección geofísica marina. Más particularmente, la invención se relaciona con métodos para controlar la distribución espacial o geometría de un arreglo de cables marinos de sensor geofísico remolcado detrás de un buque de prospección.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Sistemas de prospección geofísica marina como los sistemas de adquisición sísmica y los sistemas de prospección electromagnética se utilizan para adquirir datos geofísicos de formaciones dispuestas por debajo del fondo de un cuerpo de agua, como un lago o el océano. Los sistemas de prospección sísmica marina, por ejemplo, suelen incluir una embarcación de prospección sísmica que tiene navegación a bordo, control de fuente de energía sísmica y equipo de grabación de datos geofísicos. La embarcación de prospección sísmica está configurada normalmente para remolcar una, o más típicamente una pluralidad de cables marinos con sensores separados lateralmente a través del agua. A la hora seleccionada, el equipo de control de fuente de energía sísmica hace que una o más fuentes de energía sísmica (que pueden ser remolcadas en el agua por la embarcación sísmica o por otro buque) se accionen. Las señales generadas por los distintos sensores en uno o más cables marinos en respuesta a la energía sísmica detectada se conducen en última instancia hacia el equipo de grabación. Un registro con respecto al tiempo se realiza en el sistema de grabación de las señales generadas por cada sensor (o grupos de tales sensores). Las señales registradas son luego interpretadas para inferir la estructura y la composición de las formaciones debajo del fondo del cuerpo de agua. Los componentes correspondientes para inducir los campos electromagnéticos y detectar el fenómeno electromagnético que se origina en el subsuelo en respuesta a tales campos impartidos pueden ser utilizados en sistemas de prospección geofísica electromagnética marina.

El uno o más cables marinos con sensores son, en el sentido más general, cables largos que tienen sensores geofísicos dispuestos en posiciones separadas a lo largo de la longitud de los cables. Un cable marino típico puede extenderse detrás de la embarcación de prospección geofísica por varios kilómetros. Debido a la gran longitud del cable marino típico, el cable marino puede no viajar completamente en una línea recta detrás de la embarcación de prospección en cada punto a lo largo de su longitud debido a interacción del cable marino con el agua y corrientes en el agua, entre otros factores.

Cables marinos remolcados por una embarcación configurada para remolcar múltiples cables marinos son asociados con equipo que generalmente mantiene los extremos delanteros de los cables marinos en distancias laterales seleccionadas de cada otra y de la línea central del buque de prospección cuando éstos son remolcados a través del agua. Tales sistemas de cable marino múltiple son usados en que son conocidos como prospecciones geofísicas tridimensionales y cuatridimensionales. Una prospección sísmica cuatridimensional es una prospección tridimensional sobre una misma área de la subsuperficie de la Tierra repetida en tiempo seleccionados. Los cables marinos individuales en dichos sistemas son afectados por las mismas fuerzas que afectan a un solo cable marino.

La calidad de imágenes geofísicas del subsuelo de la Tierra producidas a partir de prospecciones tridimensional es afectada por que tan bien las posiciones de los sensores individuales en los cables marinos son controladas. La calidad de las imágenes generadas a partir de las señales detectadas también depende hasta un alcance en las posiciones relativas de los sensores siendo mantenidos a través de la prospección geofísica. Varios dispositivos son conocidos en la técnica colocando cables marinos lateralmente y/o a una profundidad seleccionada debajo de la superficie del agua. La patente de E.U.A. No. 5,443,027 otorgada a Owsley et al., por ejemplo, describe un dispositivo de fuerza lateral para el desplazamiento de un cable acústico submarino remolcado que proporciona el desplazamiento en dirección horizontal y vertical. Sin embargo, el dispositivo descrito en la patente de Owsley et al. no proporciona control activo de dirección o profundidad del cable marino.

La patente de E.U.A. No. 6,01 1 ,752 emitida para Ambs et al., describe un módulo de control de posición sísmica del cable marino que tiene un cuerpo con un primer extremo y un segundo extremo y una perforación a través del mismo desde el primer extremo al segundo extremo para recibir un cable marino sísmico. El módulo tiene por lo menos una superficie de control, y por lo menos un hueco en el que inicialmente está dispuesto por lo menos una superficie de control. Por lo menos una superficie de control es conectada móvilmente al cuerpo para el movimiento desde y hacia adentro de por lo menos un hueco y para el movimiento, cuando se extiende desde el cuerpo, para ajuste de posición. Generalmente, el dispositivo descrito en la patente de Ambs et al., es de alguna forma más grande de diámetro, aún estando cerrado, que el cable marino al cual está fijo, y dicho diámetro puede volverse un problema cuando se desplieguen y recojan los cables marinos del agua.

La Patente de E.U.A. No. 6,144,342 emitida para Bertheas et al. describe un método para controlar la navegación de un cable sísmico remolcado usando controladores automáticos de profundidad ("birds") fijables al exterior del cable marino. Los controladores automáticos de la profundidad están equipados con alas de incidencia variable y son fijados de forma rotatoria sobre el cable marino. A través de una acción diferencial, las alas permiten que los controladores automáticos de la profundidad giren sobre el eje longitudinal del cable marino de forma que sea obtenida una fuerza hidrodinámica orientada en una dirección dada sobre el eje longitudinal del cable marino. Las señales de potencia y control son transmitidas entre el cable marino y el controlador automático de la profundidad por transformadores rotatorios. El controlador automático de la profundidad está fijo al cable marino por una perforación cerrada por una cubierta. El controlador automático de la profundidad puede ser desprendido automáticamente conforme el cable marino es elevado de forma que el cable marino pueda ser enrollado libremente sobre un tambor. El método descrito supuestamente permite el control total de la deformación, inmersión y rumbo del cable marino.

Los dispositivos anteriores pueden proveer algún grado de control sobre la geometría de una pluralidad de cables marinos con sensores separados lateralmente remolcados por un buque. Variaciones en condiciones ambientales, por ejemplo, corriente de agua con velocidad alta en una dirección transversal al movimiento de la embarcación, vientos cruzados, y ondas altas, pueden requerir que la geometría de los cables marinos sea ajustada en respuesta.

Lo que se necesita es un método para incrementar la eficiencia de prospección en varias condiciones ambientales en el cuerpo de agua a través del cual los cables marinos son remolcados.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Un método para remolcar un arreglo que adquisición sísmica marina en un cuerpo de agua incluye remolcar una pluralidad de cables marinos con sensores separados lateralmente. Una separación lateral entre cables marinos adyacentes es representada por L. Al menos dos fuentes de energía sísmica separadas lateralmente son remolcadas detrás de la embarcación de prospección. Una separación lateral entre al menos dos fuentes es representada por kL, en donde k es una constante y k es a lo sumo igual al número de cables marinos.

Un método para remolcar un arreglo de adquisición sísmica marina en un cuerpo de agua de conformidad con otro aspecto de la invención incluye remolcar una pluralidad de cables marinos de sensor separados lateralmente detrás de una embarcación de prospección en el agua. Una separación lateral entre cables marinos adyacentes es representada por L Al menos dos fuentes de energía sísmica separadas lateralmente son remolcadas en el agua. Una separación lateral entre al menos dos fuentes es representada por kl_, en donde k es una constante y en donde k es a lo sumo igual al número de cables marinos. Los cables marinos con sensores son guiados hasta un ángulo de extensión seleccionado detrás de la embarcación de prospección, y usando datos sísmicos desde las líneas de punto de profundidad común superpuestas adquiridas lateralmente entre las posiciones laterales de las fuentes para reducir la adquisición de relleno.

Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 muestra un arreglo de cables marinos sísmicos cada uno incluyendo fuerza lateral y dispositivos de control de profundidad para ajustar la geometría del cable marino respectivo.

La figura 2 muestra una disposición de la técnica anterior de cables marinos y fuentes sísmicas.

La figura 3 muestra una disposición posible de cables marinos y fuentes de conformidad con la invención.

La figura 4 muestra una disposición posible de cables marinos y fuentes de conformidad con la invención.

La figura 5 muestra ajuste vertical de los cables marinos en distancias grandes desde la embarcación.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Un sistema de prospección sísmica mostrado y descrito con referencia a la figura 1 es pretendido para ilustrar los varios componentes usados con una prospección sísmica tridimensional típica para proporcionar un mejor entendimiento de la invención. Los varios dispositivos mostrados en la figura 1 no son pretendidos para limitar el alcance de la presente invención.

El sistema de prospección incluye una embarcación de prospección 10 que se mueve a lo largo de la superficie de un cuerpo de agua 1 1 tal como un lago o el océano. La embarcación de prospección 10 puede incluir en la misma equipo, que se muestra en general con el 12 y para mayor comodidad se refiere colectivamente como "un sistema de grabación." El sistema de grabación 12 incluye típicamente dispositivos (ninguno mostrado separadamente) tal como una unidad de grabación de datos para realizar un registro con respecto al tiempo de señales generadas por varios sensores sísmicos en el sistema de adquisición. El sistema de grabación 12 también típicamente incluye equipo de navegación (no mostrado separadamente) para determinar y registrar, en tiempo seleccionados, la posición geodésica del buque 10, y usando otros dispositivos a ser explicados abajo, cada uno de una pluralidad de sensores sísmicos 22 dispuestos en ubicaciones separadas en cables marinos 20 remolcados por la embarcación de prospección 10.

En un ejemplo, el dispositivo para determinar la posición geodésica puede ser un receptor de señal de posición geodésica 12A tal como un receptor de satélite de posicionamiento global ("GPS"), mostrado esquemáticamente en 12A. Se conocen en la técnica otros dispositivos de determinación de la posición geodésica. Los elementos anteriores del sistema de grabación 12 son familiares para los expertos en la técnica y, con la excepción del receptor de detección de posición geodésica 12A, no se muestran por separado en las figuras de este documento para mayor claridad de la ilustración.

Los sensores sísmicos 22 pueden ser de cualquier tipo de sensor geofísico conocido en la técnica. Ejemplos no limitantes de tales sensores pueden incluir sensores sísmicos sensibles a movimiento de partícula tales como geófonos y acelerómetros, sensores sísmicos sensibles a la presión, sensores sísmicos sensibles al gradiente de tiempo de presión o combinaciones de lo anterior. Los sensores sísmicos 22 pueden medir, por ejemplo, energía sísmica, reflejada principalmente desde o reflejada principalmente o refractada por varias estructuras en el subsuelo de la Tierra debajo del fondo del agua 1 1 en respuesta a energía impartida en el subsuelo por dos fuentes de energía sísmica 30, 32. El sistema de grabación 12 también puede incluir equipo de control de fuente de energía (no mostrado separadamente) para operar selectivamente las fuentes de energía 30, 32.

En el sistema de prospección mostrado en la figura 1 , existen cuatro cables marinos con sensores 20 remolcados por la embarcación de prospección 10. El número de cables marinos con sensores mostrado en la figura 1 , sin embargo, es solamente para propósitos de ejemplificar la invención y no es una limitación en el número de cables marinos que pueden ser usados en algún sistema de prospección geofísica particular de conformidad con la invención. Como es explicado en la sección de Antecedentes de la Invención en la presente, en sistemas de adquisición geofísica marina tales como el mostrado en la figura 1 que incluye una pluralidad de cables marinos separados lateralmente, los cables marino 20 son acoplados típicamente para remolcar equipo que asegura el extremo delantero de cada uno de los cables marinos 20 a una posición lateral seleccionada con respecto a cables marinos adyacentes y con respecto a la embarcación sísmica 10. Como es mostrado en la figura 1 , el equipo de remolque puede incluir dos cuerdas de remolque de paraván 8 cada una acoplada a la embarcación 10 en un extremo a través del un cabrestante 19 o dispositivo bobinado similar que permite cambiar la longitud desplegada de cada cuerpo de remolque de paraván 8. El extremo distal de cada cuerda de remolque de paraván 8 está acoplada funcionalmente a un paraván 14. Los paravanes 14 tienen cada uno una forma para proporcionar un componente de movimiento lateral a los diversos componentes de remolque desplegados en el agua 11 , cuando los paravanes 14 se mueven a través del agua 1 1. "Lateral" en el actual contexto significa transversal a la dirección de movimiento de la embarcación prospección 10 en el agua 1 1. El componente de movimiento lateral de cada paraván 14 se opone al del otro paraván 14. El componente de movimiento lateral combinado de los paravanes 14 separa los paravanes 14 uno del otro hasta que ponen en tensión una o más cuerdas o cables difusores 24, acoplados funcionalmente de extremo a extremo entre los paravanes 14.

Los cables marinos con sensores 20 pueden estar acoplados cada uno en el extremo axial de los mismos más cercano a la embarcación 10 (el "extremo delantero"), a una terminación de cable de guía 20A correspondiente. Las terminaciones de cable guía 20A pueden ser acopladas o asociadas con las cuerdas o cables difusores 24 para fijar las posiciones laterales de los cables marinos 20 con respecto a cada otro y con respecto a la linea central de la embarcación 10. Conexiones eléctricas y/u ópticas entre los componentes apropiados en el sistema de grabación 12 y, finalmente, los sensores geofísicos 22 (y/u otro sistema de circuitos eléctricos) en los de los cables marinos 20 hacia dentro de los bordes laterales del sistema pueden ser hechos usando cables guía internos 18 cada uno de los cuales termina en una terminación de cable guía respectivo 20A. Una terminación de cable guía 20A está dispuesta en el extremo delantero de cada cable guía 20. Conexión eléctrica y/u óptica correspondiente entre los componentes apropiados de la unidad de grabación 12 y los sensores 22 en los cables marinos externos lateralmente 20 puede ser hecha a través de terminaciones guía respectivas 20A, usando cables guía externos. Cada uno de los cables guía internos 18 y los cables guía externos 16 pueden ser desplegados por un cabrestante respectivo 19 o dispositivo de bobinado similar tal que la longitud desplegada de cada cable 16, 18 puede ser cambiada. El tipo de equipo de remolque acoplado al extremo delantero de cada cable marino mostrado en la figura 1 es solamente pretendido para ilustrar un tipo de equipo que puede remolcar un arreglo de cables marinos separados lateralmente en el agua. Otras estructuras de remolque pueden utilizarse en otros ejemplos del sistema de adquisición geofísica de conformidad con la invención.

El sistema de adquisición mostrado en la figura 1 también puede incluir una pluralidad de dispositivos de control ("LDF") de profundidad y fuerza lateral 26 acoplados cooperativamente con cada uno de los cables marinos 20 en posiciones seleccionadas a lo largo de cada cable marino 20. Cada dispositivo de control de LFD 26 puede incluir una o más superficies de control giratorio (no se muestran por separado) que cuando se mueven a una orientación giratoria seleccionada con respecto a la dirección del movimiento de estas superficies a través del agua 1 1 crea una sustentación hidrodinámica en una dirección seleccionada para instar al cable marino 20 a cualquier dirección seleccionada hacia arriba o hacia abajo en el agua 1 1 o lateralmente a lo largo de la superficie del agua respecto a la dirección del movimiento de la embarcación 10. Así, tales dispositivos de control LFD 26 pueden ser usados para mantener los cables marinos en una disposición geométrica seleccionada. Un ejemplo no limitante del dispositivo LFD que puede ser usado en algunos ejemplos es descrito en la Publicación de Solicitud de Patente de E.U.A. No. 2008/0008033 presentada por Fossum et al. La configuración particular de los dispositivos LFD 26, sin embargo, no está limitada al alcance de la presente invención. Como se explicó anteriormente, para propósitos de la presente invención es solamente necesario para cualesquier dispositivos usado como son los dispositivos LFD 26 ser capaces de aplicar una fuerza lateral seleccionable a los cables marinos asociados 20. El control de la profundidad de los cables marinos 20 puede proporcionarse de forma pasiva, por ejemplo proporcionando a los cables marinos 20 un peso específico en general seleccionado, o mediante dispositivos de control de profundidad por separado (no se muestran). Por lo tanto, cualquier referencia a control de "profundidad" como es provisto por los dispositivos LFD 26 es únicamente pretendida para cubrir la presente implementación de ejemplo, tal como usando el dispositivo mostrado en Fossum et al. ?33 publicación de solicitud de patente referida anteriormente. Cualquier referencia al control activo de la profundidad de los cables marinos 20 no es un limite sobre el alcance de la presente invención. Para propósitos de definir el alcance de la invención, por lo tanto, los dispositivos LFD 26 necesitan solamente realizar la función de dispositivos de control de "fuerza lateral", y la inclusión de control de profundidad como una parte de la función de los dispositivos LFD 26 explicados en la presente es pretendida para asegurar que los expertos en la técnica entiendan que el uso de los dispositivos LDF de ejemplo 26 descritos en la presente, y cualesquier otros ejemplos similares, están dentro del alcance de la presente invención.

En el presente ejemplo, cada dispositivo LFD 26 puede incluir un dispositivo de determinación de posición asociado. En un ejemplo, el dispositivo de determinación de la posición puede ser un dispositivo de detección de gama acústica ("ARD") 26A. Tales ARD típicamente incluyen un transceptor acústico o transmisor y sistema de circuitos electrónicos configurados para causar que el transceptor emita impulsos de energía acústica. El tiempo de desplazamiento de la energía acústica entre un transmisor y un receptor dispuestos en una posición separada, como a lo largo del mismo cable marino y/o en un cable marino diferente, se relaciona con la distancia entre el transmisor y un receptor, y la velocidad acústica del agua. Se puede asumir que la velocidad acústica no cambia mucho durante una prospección, o puede medirse mediante un dispositivo tal como una celda de prueba de velocidad del agua. Alternativamente o adicionalmente, dispositivos de detección de intervalo acústico ("ARD") pueden estar dispuestos en posiciones seleccionadas a lo largo de cada uno de los cables marinos no colocados con los dispositivos LFD 26. Tales ARD adicionales son mostrados en 23 en la figura 1. Cada uno de los ARD 26A, 23 pueden estar en comunicación de señal con el sistema de grabación 12 de tal manera que en cualquier momento en el tiempo la distancia entre cualesquiera dos ARD 26A, 23 en cualquiera de los cables marinos 20 es determinable. Uno o más ARD se pueden colocar en posiciones seleccionadas próximas a la popa de la embarcación 10 para que se puedan determinar también las distancias relativas entre las posiciones seleccionadas en la embarcación 10 y cualquiera de los ARD en los cables marinos. Un ejemplo no limitante de un ARD y sistema usado con tales ARD es descrito en la Patente de E.U.A. No. 7,376,045 emitida para Faikenberg et al. y asignada al beneficiario de la presente invención.

Los cables marinos 20 pueden además, o como alternativa, incluir una pluralidad de sensores de rumbo 29 dispuestos en posiciones separadas a lo largo de cada cable marino 20. Los sensores de rumbo 29 pueden ser sensores de dirección geomagnéticos como los dispositivos de brújula magnética colocados en el exterior de cada cable marino 20. Un tipo de dispositivo de brújula se describe en la patente de E.U.A. No. 4,481 ,611 otorgada a Burrage y que se incorpora aquí para referencia. Los sensores de rumbo 29 proporcionan una señal que indica el rumbo (dirección respecto al norte magnético) del cable marino 20 en la posición axial del sensor de rumbo 29 a lo largo del cable marino respectivo. Las mediciones de dicho rumbo en ubicaciones separadas a lo largo de cada cable marino se pueden utilizar para interpolar la geometría (distribución espacial) de cada cable marino.

Cada cable marino 20 puede incluir en el extremo distal del mismo una boya de cola 25. La boya de cola 25 puede incluir, entre otros dispositivos de detección El receptor de posición geodésica 25A en cada boya de cola 25 puede estar en comunicación de señal con el sistema de grabación 12.

Al determinar la distancia entre los ARD 26A, 23, incluyendo uno o más ARD en la embarcación 10, y/o interpolando la distribución espacial de los cables marinos de mediciones de sensor de rumbo 29, una estimación de la geometría de cada cable marino 20 puede ser hecha. En conjunto, la geometría de los cables marinos 20 puede ser conocida como la "geometría de arreglo." Para definir el alcance de la presente invención, los diversos componentes de medición de la posición descritos anteriormente, incluyendo los de los sensores de rumbo 29, de los ARD 26A, 23 y, si se utiliza, desde los receptores adicionales de la posición geodésica 25A en las boyas de cola 25, pueden utilizarse individualmente o en cualquier combinación. Si es solamente necesario para el propósito de la presente invención ser capaz de estimar razonablemente la posición relativa de cada punto a lo largo de cada cable marino 20 con referencia a la embarcación de prospección 10, o como será explicado, con referencia a la posición de la fuente de energía 7. Mediante la selección apropiada de las posiciones a lo largo de cada cable marino en la que se disponen los diferentes dispositivos de medición de la posición relativa descritos anteriormente, es posible determinar la geometría de arreglo sin la necesidad de medir, calcular o determinar de otra forma la posición geodésica absoluta de un gran número de posiciones a lo largo cada cable marino, por ejemplo, usando un gran número de receptores GPS. Los ARD y los sensores de rumbo pueden ser referidos por conveniencia en definir la invención como sensores de "determinación de posición relativa". Determinado las posiciones relativas de cada punto a lo largo de cada cable marino con referencia a un punto seleccionado en la embarcación de prospección o la fuente de energía, es posible determinar la posición goedésica de cada punto de cable marino si la posición geodésica de la embarcación o la fuente de energía es determinada. Como es explicado arriba, la porción de navegación del sistema de grabación 12 puede incluir un receptor GPS o cualquier otro receptor de ubicación geodésica 12A. En algunos ejemplos, la fuente de energía 17 también puede incluir un receptor de ubicación de posición geodésica 17A tal como un receptor GPS. Un ejemplo particular de un sistema para determinar las posiciones relativas de los cables marinos utilizando señales acústicas se describe en la patente de Falkenberg et al. mencionada anteriormente.

Como se explicó anteriormente, el buque 10 también puede remolcar dos arreglos de fuente 30, 32 tales como arreglos de pistola de aire. El sistema de grabación 12 incluye equipo como es explicado anteriormente para accionar los arreglos de fuente 30, 32 en tiempo seleccionados. Para propósitos de definir la presente invención, el término "fuente" puede ser usado de manera intercambiable con "arreglo de fuente" para propósitos de definir la invención. El tipo de fuente no es una limitación en el alcance de la presente invención.

Habiendo explicado los sistemas de adquisición que pueden ser usados en varios ejemplos, el principio de la invención ahora será explicado con referencia a las figuras 2 a 5. La figura 2 ilustra geometría de sistema de prospección de adquisición marina tridimensional (3D) conocida en la técnica, en donde los recursos 30, 32 son remolcados por el buque de prospección 0. El buque 10 remolca un número, referido por N, de cables marinos 20 (el otro equipo asociado con los cables marinos mostrado en la figura 1 omitido en las figuras 2 a 5 por claridad) sustancialmente distribuido lateralmente igualmente y separado lateralmente de cada otro por una distancia representada por L. La embarcación 10 también remolca los dos arreglos de fuente 30, 32 desplegados simétricamente detrás de la embarcación 10 como es explicado anteriormente y separado por una distancia la cual es típicamente igual al L/2. Las fuentes 30, 32 pueden ser accionadas alternativamente e iluminar el subsuelo de conformidad con líneas de punto de profundidad común (CDP), mostrado en 31 resultando de la primera fuente 30 y en 33 resultando de la segunda fuente 32. Aunque la embarcación 10 se mueve a lo largo del agua (1 1 en a figura 1 ), ésta requiere un número, 2N, de líneas CDP (en este caso veinte), separadas de cada otra por una distancia lateral L/4. Para un sistema de adquisición teniendo N cables marinos, con cables marinos adyacentes siendo separados por una distancia L, el área del subsuelo cubierta por una "línea de viaje" (la embarcación moviéndose en una dirección durante una distancia predeterminada) es directamente proporcional a NL/2. En la presente invención, el mismo buque 10 es usado para remolcar ambas fuentes 30, 32 y los cables marinos 20.

El parámetro anterior NL/2 es importante para la eficiencia de adquisición marina 3 dimensional. Entre mayor sea el valor del parámetro, más eficiente es la adquisición, esto es, mayor la cobertura del área del subsuelo por unidad de tiempo. Sin embargo, otros factores también afectan la eficiencia de prospección, más notablemente "giros de línea" (cuando la dirección da reversa a la embarcación y durante el cual sistema no adquiere ningún dato) y cualquier grabación de datos de relleno requeridos. Grabación de datos de relleno pueden ser requeridos debido a que durante las operaciones de prospección los cables marinos 20 no se extienden sustancialmente rectos detrás de la embarcación 10 y puede ocupar posiciones divergentes desde una línea de viaje a la siguiente. Los efectos de divergencia son típicamente más severos en desfasamientos mayores (distancias más grandes entre la embarcación y cualquier punto a lo largo de la longitud del cable marino 20) debido a que a mayor longitud existe progresivamente menos control de la posición lateral del cable marino. Tales efectos son conocidos como "ajuste vertical" y "efecto de pantalón".

La principal fuente de ajuste vertical de cable (y necesidad resultante para relleno) son corrientes de agua (de la marea u otra). El efecto de pantalón es generalmente debido a las turbulencias generadas por la embarcación 10, lo cual tiende a dividir la dispersión del cable marino en su centro lateral y empujar las mitades de la dispersión hacia fuera (véase la figura 5 por ejemplo) desde la línea central de la embarcación 10. Requerimientos de relleno pueden ser reducidos hasta un cierto alcance usando dispositivos dirigibles (por ejemplo, dispositivos LFD 26 en la figura 1 ) en los cables marinos 20 como es explicado arriba con referencia a la figura 1 para dirigir éstos hacia atrás para extender en línea recta detrás de la embarcación 10. Sin embargo, aún con tales dispositivos LFD, existen límites para controlar sobre la geometría del arreglo de cable marino.

Un diseño de prospección propuesto de conformidad con un aspecto de la invención incluye configurar la separación lateral entre las fuentes 30, 32 a una distancia kl_ (en donde k N). En algunos casos la dispersión natural ("efecto de pantalones") de los cables marinos 20 (esto es, la separación lateral desde la línea central de la embarcación incrementa con la distancia desde la embarcación) puede ser mantenida deliberadamente por ejemplo, usando los dispositivos LFD (26 en la figura 1) en lugar de intentar reducirla usando los dispositivos LFD (26 en la figura 1) La figura 3 ilustra el efecto de tener las fuentes 30, 32 dispuestas detrás de la embarcación 10 con k = 4, esto es, la separación es cuatro veces la separación lateral, L, entre cables marinos adyacentes 20. La figura 3 ilustra un primer caso teniendo cables marinos 20 extendiéndose rectos detrás del buque 10. Con tal geometría de sistema, cada línea de viaje adquiere un número, N + k, de líneas de datos CDP (en el presente ejemplo 14 tales líneas CDP) cada una separada de la linea CDP adyacente lateralmente por L/2. El subsuelo cubierto por tal línea de viaje es directamente proporcional a (N + k)L/2. La mejora en productividad comparada con la adquisición conocida en la técnica en donde la separación de fuente es L/2 (véase la figura 2) es k/N (aproximadamente 40% en el presente ejemplo). Una posible desventaja de utilizar la disposición de la figura 3 es que muestreo de línea cruzada (separación lateral entre líneas CDP) es L/2 en lugar de L/4. Muestreo de línea cruzada basto puede ser un tema para prospecciones de reconocimiento grandes (donde la productividad es el factor principal) pero puede ser una cuestión para prospecciones de resolución altas. Si muestreo de línea cruzada es una preocupación es posible duplicar el número de cables marinos y dividir su separación lateral por 2 (esto es, hacer la separación lateral entre cables marinos adyacentes igual a (L2). El resultado podría ser separación CDP de línea cruzada L/4 (como en la figura 2) mientras se mantiene la mejora de productividad teniendo las fuentes 30, 32 separadas lateralmente por 4L. Un ejemplo de tal disposición, en la cual la separación lateral entre cables marinos adyacentes es L/2, en lugar de L, es mostrado en la figura 4.

Lo que se debe notar al revisar la figura 3, es que ciertas líneas CDP se superponen, esto es, más de una línea CDP es generada para ciertos desplazamientos laterales con respecto a la línea central de la embarcación 10 debido a la separación entre las fuentes 30, 32. Tales líneas de superposición CDP son indicadas, por ejemplo donde ambos el número de referencia 31 y el número de referencia 33 indican la misma línea CDP. Para la geometría mostrada en la figura 3, en donde los cables marinos 20 se extienden rectos detrás del buque 10, una o la otra línea CDP correspondiente a un desfasamiento lateral particular desde la línea central de embarcación puede ser omitida de los datos sísmicos. En general, la línea con el desfasamiento más pequeño será retenida. Como tal, el "desfasamiento-minimo máximo" puede ser reducido comparado con la adquisición convencional. En la configuración de la figura 3, el "desfasamiento mínimo" para una línea CDP superpuesta corresponderá a la distancia más corta entre una fuente (cualquiera 30 o 32) y el primer sensor en cualquiera de los cables marinos que generaron la línea CDP de superposición. La iluminación de reflectores someros es afectada directamente por el desfasamiento mínimo grabado, y por esa razón un desfasamiento mínimo más corto es deseado, y normalmente la línea con el desfasamiento menor será retenida.

En un ejemplo, y con referencia a la figura 5, puede ser posible permitir a los cables marinos 20 asumir sustancialmente la forma que éstos ordinariamente tendría como un resultado del "efecto de pantalón", usando los dispositivos LFD (26 en la figura 1 ) más para mantener los cables marinos 20 en una línea recta que para intentar regresar los cables marinos para extenderlos rectos detrás de la embarcación, por ejemplo, como es mostrado en la figura 3. En particular, los dispositivos LFD (26 en la figura 1 ) pueden ser usados para guiar los cables marinos para tener un ángulo de dispersión seleccionado entre una primera porción de los cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación, y una segunda porción de los cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación. Normalmente, la primera porción de los cables marinos será esa en un lado de la línea de viaje de la embarcación, y la segunda porción será esa en el otro lado de la línea de viaje de la embarcación. Como es explicado arriba con referencia a la figura 3, entre las posiciones laterales de las fuentes 30, 32 un número de lineas CDP 31 , 33 serán duplicadas. En el ejemplo de la figura 5, tales líneas CDP duplicadas o adicionales 31 , 33 pueden ser usadas para proporcionar cobertura del subsuelo en área central del arreglo de cables marinos de "efecto de pantalón", reduciendo o eliminando así la necesidad de cobertura de relleno.

Asumiendo un ángulo medio de dispersión de cable marino (efecto de pantalón), ß, de 3 grados entre las ubicaciones el cable marino debería tener si no hubiera "efecto de pantalón" y la ubicación actual de los cables marinos (equivalente a un ángulo de dispersión total de seis grados) la dispersión de línea cruzada es incrementada a desfasamiento de 6 km por 628 m, y es incrementada a desfasamiento de 8 km por 837 m, donde distancia de "desfasamiento" es la distancia desde el extremo frontal de los cables marinos hacia una distancia especificada a lo largo del cable marino desde el extremo frontal del cable marino. Considere un caso donde L = 150 m y N = 10, entonces la dispersión de linea cruzada es 1350 m para una adquisición donde los cables marinos son rectos detrás de la embarcación. Con un efecto de pantalón de medio ángulo de 3 grados, la dispersión de línea central en desfasamiento de 6 km es 1978 m (incremento del 47%), y es 2187 m en desfasamiento de 8 km (incremento del 62%). Debido a la cobertura (adicional) bastea provista separando las fuentes 30, 32 como es mostrado, tales dispersiones de desfasamiento lejano grandes son actualmente bien muestreadas en la dirección de línea central y podría requerir cobertura de relleno mínima.

Existen dos consideraciones contrarias en diseñar una prospección de conformidad con la invención: ganancias de productividad son proporcionales a k (lo cual determina la separación entre las fuentes) aunque la cantidad de cobertura excedente es proporcional a N-k. Si uno aproxima el límite con k = N (la separación entre las fuentes siendo igual a la dispersión de cable marino) la productividad debería ser duplicada pero podría no haber cobertura excedente (y por lo tanto ninguna mejora por reducción de relleno) Lo anterior, sin embargo, se traduce en una ganancia de productividad neta debido a que la cobertura es duplicada, mientras que relleno generalmente representa solamente 20 por ciento al 40 por ciento de cobertura de primera.

También es posible remolcar las fuentes de energía sísmica 30, 32 de diferentes embarcaciones (no mostrado) en lugar de la misma embarcación de prospección 10 que remolca los cables marinos 20 para facilitar mantener la separación lateral seleccionada entre las fuentes 30, 32.

Métodos para adquirir datos sísmicos de conformidad con los varios aspectos de la invención pueden proporcionar eficiencia incrementada sobre los métodos anteriores.

Aunque la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos expertos en la técnica, habiéndose beneficiado de esta descripción, apreciarán que otras modalidades puede ser concebidas las cuales no se desvían del alcance de la invención como es descrita en la presente. Por consiguiente, el alcance de la invención debe limitarse únicamente por las reivindicaciones anexas.

Claims (15)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN REIVINDICACIONES

1.- Un método para remolcar un arreglo de adquisición sísmica marina en un cuerpo de agua, comprendiendo: remolcar una pluralidad de cables marinos con sensores separados lateralmente detrás de una embarcación de prospección en el agua, una separación lateral entre cables marinos adyacentes representada por L; remolcar al menos dos fuentes de energía sísmica separadas lateralmente detrás de la embarcación, una separación lateral entre al menos dos fuentes representada por kL, en donde k es una constante y en donde k es a lo sumo igual al número de cables marinos.

2.- método de conformidad con la reivindicación caracterizado además porque comprende adicionalmente descartar una seleccionada de las líneas de datos de punto de profundidad común superpuestas dispuestas entre las posiciones laterales de las fuentes.

3.- El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado además porque comprende adicionalmente dirigir los cables marinos con sensores para tener un ángulo de dispersión seleccionado entre una primera porción de los cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación de prospección y una segunda porción de cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación de prospección, y usar datos sísmicos de líneas de punto de profundidad común superpuestas adquiridas lateralmente entre las posiciones laterales de las fuentes para reducir la adquisición de relleno.

4. - El método de conformidad con la reivindicación 1 , caracterizado además porque k = 4.

5. - Un método para adquisición sísmica marina, comprendiendo: remolcar una pluralidad de cables marinos con sensores separados lateralmente detrás de una embarcación de prospección en un cuerpo de agua, una separación lateral entre cables marinos adyacentes representada por L; remolcar al menos dos fuentes de energía sísmica separadas lateralmente detrás de la embarcación de prospección en el agua, una separación lateral entre al menos dos fuentes representada por kl_, en donde k es una constante y en donde k es a lo sumo igual al número de cables marinos; en tiempos seleccionados accionando cada una de las primera y segunda fuentes; detectar señales sísmicas en cada una de una pluralidad de sensores sísmicos separados longitudinalmente en cada uno de los cables marinos; y grabar las señales sísmicas detectadas.

6. - El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque comprende adicionalmente descartar una seleccionada de las líneas de datos de punto de profundidad común superpuestas dispuestas entre las posiciones laterales de las fuentes.

7. - El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque comprende adicionalmente dirigir los cables marinos con sensores para tener un ángulo de dispersión seleccionado entre una primera porción de los cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación de prospección y una segunda porción de cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación de prospección, y usar datos sísmicos de líneas de punto de profundidad común superpuestas adquiridas lateralmente entre las posiciones laterales de las fuentes para reducir la adquisición de relleno.

8.- El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado además porque k = 4.

9.- Un método para remolcar un arreglo de adquisición sísmica marina en un cuerpo de agua, comprendiendo: remolcar una pluralidad de cables marinos con sensores separados lateralmente detrás de una embarcación de prospección en el agua, una separación lateral entre cables marinos adyacentes representada por L; remolcar al menos dos fuentes de energía sísmica separadas lateralmente en el agua, una separación lateral entre al menos dos fuentes representada por kL, en donde k es una constante y en donde kL es a lo sumo igual al número de cables marinos; y dirigir los cables marinos con sensores para mantener un ángulo de extensión seleccionado entre una primera porción de los cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación de prospección y una segunda porción de los cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación de prospección y usando datos sísmicos de líneas de punto de profundidad común superpuestas adquiridas lateralmente entre las posiciones laterales de las fuentes para reducir la adquisición de relleno.

10. - El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque comprende adicionalmente descartar una seleccionada de las líneas de datos de punto de profundidad común superpuestas dispuestas entre las posiciones laterales de las fuentes.

1 1. - El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque k = 4.

12. - El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado además porque el ángulo de extensión seleccionado es seis grados.

13. - Un método para adquisición sísmica marina, comprendiendo: remolcar una pluralidad de cables marinos con sensores separados lateralmente detrás de una embarcación de prospección en un cuerpo de agua, una separación lateral entre cables marinos adyacentes representada por L; remolcar al menos dos fuentes de energía sísmica separadas lateralmente en el agua, una separación lateral entre al menos dos fuentes representada por kL, en donde k es una constante y en donde k es a lo sumo igual al número de cables marinos; dirigir los cables marinos con sensores para tener una ángulo de extensión seleccionado entre una primera porción de los cables marinos extendiéndose detrás de una embarcación de prospección y una segunda porción de los cables marinos extendiéndose detrás de la embarcación de prospección; en tiempos seleccionados accionando cada una de las primera y segunda fuentes; detectar señales sísmicas en cada uno de una pluralidad de sensores sísmicos separados longitudinalmente en cada uno de los cables marinos; grabar las señales sísmicas detectadas; y usar las señales sísmicas grabadas de líneas de punto de profundidad común de superposición adquiridas lateralmente entre las posiciones laterales de las fuentes para reducir la adquisición de relleno.

14.- El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque comprende adicionalmente descartar una seleccionada de las líneas de datos de punto de profundidad común superpuestas dispuestas entre las posiciones laterales de las fuentes.

15.- El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado además porque k = 4.