MX2014005103A

MX2014005103A - Extraccion de datos de cizallamiento sv a partir de datos sismicos de onda p.

Info

Publication number: MX2014005103A
Application number: MX2014005103A
Authority: MX
Inventors: Bob A Hardage
Original assignee: Univ Texas
Priority date: 2011-11-02
Filing date: 2012-10-30
Publication date: 2014-10-17
Also published as: EA201490771A1; BR112014010357A2; AU2012332757A1; WO2013066856A1; EA025952B1; AU2012332757B2; AP2014007642A0; EP2773983A1; CA2854133A1; EP2773983A4

Abstract

Un sistema y método de procesamiento de datos sísmicos obtenidos usando un receptor basado en superficie, configurado para medir movimiento vertical de la Tierra incluye recuperar datos sísmicos de un dispositivo de almacenamiento, los datos sísmicos comprendiendo datos P-P y datos de modo de cizallamiento. Los datos P-P y los datos de modo de cizallamiento fueron recibidos ambos en un receptor basado en superficie configurado para medir movimiento vertical de la Tierra para generar los datos sísmicos. El sistema y método además incluyen el procesamiento de los datos sísmicos para extraer los datos de modo de cizallamiento y la generación de una imagen de modo de cizallamiento basada en los datos de modo de cizallamiento extraídos.

Description

EXTRACCIÓN DE DATOS DE CIZALLAMIENTO SV A PARTIR DE DATOS SÍSMICOS DE ONDA P Referencia cruzada a solicitudes relacionadas La presente solicitud reclama el beneficio de la solicitud de E.U.A. No. 13/287,746, presentada el 2 de noviembre de 2011 titulada "Extracción de Datos de Cizallamiento SV a partir de Datos Sísmicos de Onda P" que es una solicitud de continuación en parte de la solicitud de E.U.A. No. 13/217, 064, presentada el 24 de aqosto de 2011, titulada "Sistema y Método para Adquisición y Procesamiento de Datos Sísmicos de Campo de Onda Elástica", que es una solicitud de continuación de la solicitud de E.U.A. No. 12/870,601, presentada el 27 de agosto de 2010 titulada "Sistema y Método de Adquisición y Procesamiento de Datos Sísmicos de Campo de Onda Elástica", todas las cuales son incorporadas aquí por referencia en su totalidad.

Antecedentes de la invención La presente solicitud se refiere generalmente a sistemas y métodos para exploración sísmica, incluyendo la adquisición y/o procesamiento de datos sísmicos para estimar propiedades de la subsuperficie de la Tierra.

El tipo principal de datos usados para explorar recursos de petróleo y gas son datos de reflexión sísmica que forman imagen de la geología de la subsuperficie . Existen tres modos de onda sísmica que se pueden usar para formación de imagen de subsuperficie - un modo de onda de compresión (P) y dos modos de onda de cizallamiento (SV y SH) . Cuando los geofísicos adquieren datos sísmicos que tienen los tres de estos modos, los datos se denominan datos completos de campo de onda elástica. Los datos completos de campo de onda elástica son adquiridos al desplegar tres fuentes sísmicas ortogonales separadas en cada estación de fuente a través de un área de prospección. Una fuente aplica un vector de fuerza vertical a la Tierra, una segunda fuente aplica un vector de fuerza horizontal en la dirección en línea (X) y una tercera fuente aplica un segundo vector de fuerza horizontal en la dirección de línea cruzada (Y) .

Los campos de onda producidos por cada una de estas tres fuentes de fuerza ortogonal son registrados por geófonos de 3 componentes que tienen elementos de detección ortogonales (XYZ). Los datos resultantes se denominan datos de 9 componentes porque consisten de datos de 3 componentes producidos por tres diferentes fuentes que ocupan la misma estación de fuente en secuencia, no simultáneamente. Descripciones e ilustraciones completas de estas fuentes, sensores y procedimientos de campo usados para adquirir datos de campo de onda elástico completo se pueden encontrar en el capítulo 2, Tecnología Sísmica de Mult icomponentes , Referencias Geofísicas Serie No. 18, Sociedad de Geofísicos de Exploración, cuyos autores son B.A. Hardage, M. V. DeAngelo, P. E. Murray y D. Sava (2011) . Geófonos basados en superficie de un solo componente, verticales se usan para el propósito de adquirir datos sísmicos de onda P.

Sumario de la invención Un sistema y método de procesamiento de datos sísmicos obtenidos usando un receptor basado en superficie configurado para medir movimiento vertical de la Tierra incluyen recuperar datos sísmicos de un dispositivo de almacenamiento, los datos sísmicos comprendiendo datos P-P y datos de modo de ci zallamiento . Los datos P-P y los datos de modo de cizallamiento fueron ambos recibidos en un receptor basado en superficie configurado para medir movimiento vertical de la Tierra para generar los datos sísmicos. El sistema y método además incluyen procesar los datos sísmicos para extraer los datos de modo de cizallamiento y generar una imagen de modo de cizallamiento basada en los datos de modo de cizallamiento extraídos.

Breve descripción de los dibujos La figura 1 es un diagrama que ilustra un 'campo de onda sísmica de componentes múltiples, elástica completa, que se propaga en la Tierra en forma homogénea, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 2 es un diagrama que muestra desplazamientos de onda de cizallamiento SH y SV, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 3 es una vista de un mapa de patrones de iluminación de SH y SV para fuentes de desplazamiento horizontal ortogonales (X y Y) .

La figura 4 es una comparación del comportamiento de velocidad de SH, SV y P para propagación de onda elástica en medios horizontalmente estratificados.

La figura 5 es una vista en sección transversal de un cálculo teórico de patrones de radiación P y SV producidos cuando una fuerza vertical F se aplica a la superficie de la Tierra, mostrada para dos valores diferentes de la relación de Poisson de la capa de la Tierra, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

Las figuras 6? y 6B muestran un patrón de radiación de onda S de la figura 5 desplegada como un objeto 3D, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 7A es un diagrama de datos de VSP adquiridos usando una fuente de desplazamiento vertical, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 7B es un diagrama de datos de VSP adquiridos usando una fuente de desplazamiento vertical, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 8 es un diagrama que muestra una geometría de fuente-receptor usada para analizar patrones de radiación P y S emitidos por fuentes sísmicas, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 9 es un diagrama que ilustra aperturas de ángulo de despegue, de conformidad con una modalidad ilustrativa .

La figura 10 es un diagrama que ilustra la transformación de receptores X, Y, Z a receptores P, SV, SH, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 11 es un conjunto de diagramas que muestran datos de X, Y, Z de ejemplo adquiridos con un arreglo vertical desde una fuente de impacto vertical, y datos correspondientes girados a espacio de datos P, SV y SH, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 12 es un conjunto de diagramas que muestran datos de X, Y, Z de ejemplo adquiridos con un arreglo vertical desde una fuente explosiva de agujero de disparo, y datos correspondientes girados a espacio de datos P, SV y SH, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 13 es un conjunto de diagramas que muestra datos de X, Y, Z de ejemplo adquiridos con un arreglo vertical desde una fuente de vibrador vertical, y datos correspondientes girados a espacio de datos P, SV y SH, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 14 es una ilustración del principio de reversiones de polaridad de datos aplicadas a datos de fuente de fuerza vertical para crear datos de onda S de polaridad constante a través del espacio de imagen sísmica, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 15 ilustra un primer ejemplo de polaridades de datos sísmicos de fuerza vertical y el resultado de polaridades de reversión en el dominio de polaridad negativa para convertir datos de fuente de fuerza vertical a datos de fuente de dipolo de polaridad constante, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 16 ilustra un segundo ejemplo de polaridades de datos sísmicos de fuerza vertical y el resultado de polaridades de reversión en el dominio de polaridad negativa para convertir datos de fuente de fuerza vertical a datos de fuente de dipolo de polaridad constante, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 17 es un diagrama de bloques de un sistema de adquisición y procesamiento de datos y método para adquirir y procesar datos de forma de onda elástica completos desde una fuente de fuerza vertical usando sensores basados en superficie, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 18 es un diagrama de bloques de un sistema de adquisición y procesamiento de datos y método para adquirir y procesar datos de forma de onda elástica completos desde una fuente de fuerza vertical usando sensores basados en superficie, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 19 es un diagrama de bloques de un sistema de procesamiento de datos para procesar datos de campo de onda elástico completo, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 20 es un diagrama de flujo que ilustra un método de procesamiento de datos de onda elástica completos, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 21 es un diagrama de trayectoria de rayos que ilustra una comparación de formación de imagen de P-P y SV-P de geología de subsuperficie, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 22 es un diagrama de trayectoria de rayos que ilustra una dirección de enfoque de trayectoria de rayos P-P y SV-P ascendente en una estación receptora cuando la capa de la Tierra superior es sedimento no consolidado de baja velocidad, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 23 es un diagrama de trayectoria de rayos que muestra principios de formación de imagen SV-SV y SV-P, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 24 es un diagrama de trayectoria de rayos que muestra dirección de enfoque de trayectoria de rayos P y SV ascendente en estaciones receptoras cuando la capa de la Tierra superior es roca de alta velocidad, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 25 es un diagrama de trayectoria de rayos que ilustra una comparación de trayectoria de rayos de P-SV y SV-P, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 26 es un diagrama que ilustra el tamaño y posición del espacio de la imagen de SV-P para dos geometrías de adquisición de datos de onda P 3D, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 27 es un diagrama de una geología de subsuperficie que ilustra dominios de desfasamiento positivo y desfasamiento negativo para datos SV-P y Facías A y B causando diferentes velocidades, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

Las figuras 28A y 28B son ejemplos de reflexiones primarias y múltiples de SV-P extraídas de datos sísmicos de onda P del geófono vertical, de conformidad con una modalidad ilustrativa .

La figura 29 es un diagrama que ilustra principios de formación de imagen de SV-P y P-SV CCP, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 30 es un diagrama y tabla que ilustran migración pre-apilamiento , de conformidad con una modalidad ilustrativa .

La figura 31 es una tabulación de algunas similitudes y diferencias entre datos SV-P y P-SV, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 32 es un diagrama de bloques de un sistema de procesamiento de datos para procesar datos de onda de cizallamiento desde un sensor vertical, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 33 es un diagrama de bloques de un sistema de adquisición y procesamiento de datos y método para adquirir y procesar datos de onda de cizallamiento desde una fuente de fuerza vertical usando sensores basados en superficie, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 34 es un diagrama de flujo que ilustra un método de procesamiento de datos de onda de cizallamiento desde un receptor vertical en una situación que implica una superficie de la Tierra de baja velocidad, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 35 es un diagrama de flujo que ilustra un método de procesamiento de datos de onda de cizallamiento desde un receptor vertical en una situación que implica una superficie de la Tierra de alta velocidad, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 36 es un diagrama de ángulos de enfoque de ondas P a un geófono vertical, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

La figura 37 es un diagrama de ángulos de enfoque de ondas SV a un geófono vertical, de conformidad con una modalidad ilustrativa.

Descripción detallada de las modalidades ilustrativas Una o más modalidades descritas aquí pueden proveer un método por el cual datos sísmicos de campo de onda elástico completos (modos P, SV y SH) se pueden adquirir y procesar usando sólo una fuente, una fuente de fuerza vertical. Las modalidades pueden ser más simples y de costo más bajo que usando tres fuentes de fuerza ortogonal. Las modalidades se pueden usar en exploración y explotación de petróleo y gas, o cualquier otra actividad en donde los datos de reflexión sísmica se usan ampliamente. Las modalidades pueden remover numerosas barreras técnicas, ambientales y de costos que limitan las aplicaciones de datos sísmicos de campo de onda elástico completos.

Una o más modalidades descritas aquí pueden implicar desviaciones de estrategia de procesamiento de datos sísmicos convencional.

Una o más modalidades descritas aquí pueden reducir el costo de adquirir datos sísmicos de campo de onda elástico completos. La tasa diaria para utilizar una fuente de fuerza vertical individual es menor que las tasas para desplegar tanto una fuente de fuerza vertical como una fuente de fuerza horizontal para adquirir datos equivalentes. Además, los datos se pueden adquirir más rápido al desplegar una sola fuente en cada estación de fuente para crear datos de campo de onda elástico completo en vez de desplegar una fuente de fuerza vertical y una fuente de fuerza horizontal. Mientras más tiempo trabaje un contratista para adquirir datos, mayor será el costo de los datos.

Una o más modalidades descritas aquí pueden proveer la capacidad para adquirir de datos sísmicos de campo de onda elástica a través de una amplia gama de condiciones de superficie, tales como pantanos, marismas, terreno montañoso accidentado, bosques densos y regiones agrícolas. Las fuentes de fuerza vertical pueden operar en una amplia gama de terrenos de superficie. Por ejemplo, explosivos de agujero de disparo se pueden usar en pantanos, marismas, bosque espeso o montañas accidentadas, todos los cuales son lugares en los cuales no todas las fuentes horizontales pueden ser desplegadas, o a un mayor costo debido a preparaciones del sitio. Se pueden desplegar vibraciones verticales en áreas urbanas y carreteras y zonas residenciales sin causar daños físicos a edificios e infraestructura.

Una o más modalidades descritas aquí pueden proveer una elección más amplia de fuentes sísmicas. Existe una elección limitada de fuentes sísmicas de fuerza horizontal -tales como vibradores horizontales pesados o fuentes de impacto inclinadas. El número total de vibradores horizontales a través del mundo es pequeño. El número de fuentes de impacto inclinadas es menor. Más de cada tipo de fuente podría fabricarse si hubiera demanda. Por el contrario, existen cientos de fuentes de fuerza vertical. Las clases dominantes de fuentes de fuerza vertical son vibradores verticales (cientos alrededor del mundo) y explosivos de agujero de disparo (disponibles en todas partes) . Las fuentes de impacto vertical son pocas, pero también se pueden fabricar en masa si se crea un mercado. Para adquisición de datos de perfil sísmico vertical (VSP) en áreas remotas (por ejemplo selvas ecuatoriales), una pistola de aire disparada en una fosa de lodo sería una fuente de fuerza vertical. Una o más modalidades descritas aquí pueden permitir a los geocientífieos seleccionar desde un gran menú de fuentes de fuerza vertical: vibradores verticales, explosivos de agujero de disparo, impactadores verticales o pistolas de aire de fosa de lodo.

Componentes de onda Haciendo referencia a la figura 1, se ilustra un campo de onda sísmico de componentes múltiples, elástica, completa que se propaga en la Tierra en forma homogénea simple. Tres modos de onda sísmica, basados en vector, independientes, se propagan en la Tierra: un modo de compresión, P y dos modos de cizallamiento SV y SH (figura 1) . Cada modo viaja a través de la Tierra a una velocidad diferente y cada modo distorsiona la Tierra en una dirección diferente a medida que se propaga. Las .flechas de doble cabeza 102 son vectores de desplazamiento de partículas que indican la dirección en la cual cada modo se desplaza en la Tierra. Las flechas 104 ilustran una dirección de propagación de onda. La adquisición de los modos de componentes múltiples da por resultado datos de campo de onda elástico completo. Las orientaciones de vectores de desplazamiento de P, SV y SH en relación con la dirección de propagación de cada modo se ilustran en la figura 1.

Las velocidades de propagación de los modos de cizallamiento SH y SV pueden diferir sólo por un porcentaje bajo, pero ambas velocidades de cizallamiento (Vs) son significativamente menores que la velocidad de onda P (VP) . la relación de velocidad VP/VS puede variar por un orden de magnitud en medio terrestre, desde un valor de 50 o más en aguas profundas, sedimento cercano al piso marino, no consolidado, a un valor de 1.5 en unas cuantas rocas bien, consolidadas, densas.

Con referencia a la figura 2, una distinción ilustrativa entre los modos de cizallamiento SH y SV se ilustra. Los modos de cizallamiento SH y SV se pueden distinguir al formar una imagen de un plano vertical que pasa a través de una estación de fuente A y una estación receptora B. El desplazamiento de vector SV ocurre en este plano vertical, como se indica en la flecha 202; el desplazamiento de vector SH es normal al plano, como se indica en la flecha 204. Este plano vertical que pasa a través de las coordenadas de una estación de fuente A, una estación receptora B y un punto de reflexión C o D había producido por ese par de fuente-receptor se puede denominar un plano sagital o un plano de propagación.

Fuentes de fuerza horizontal e iluminación SH/SV Haciendo referencia a la figura 3, se describirá una vista de un mapa de patrones de radiación SH y SV teóricos producidos por fuentes de desplazamiento horizontal ortogonales 302, 304. Las expresiones matemáticas que describen la forma geométrica de patrones de radiación P, SV y SH producidos por fuentes sísmicas en la Tierra isotrópica se describen en White (1983). Visto directamente desde arriba de la fuente de desplazamiento horizontal, los modos SV y SH se propagan en alejamiento de las estaciones de fuente 302, 304 como círculos o elipses expansivos. Para simplificar la descripción gráfica, los patrones se mostrarán como círculos. Puesto que la radiación de SV desde una fuente de desplazamiento horizontal 302, 304 es más energética que la radiación SH, círculos de radiación SV se trazan más grandes que los círculos de radiación SH. Estos círculos indican cuáles partes del espacio de imagen afectan cada modo y la magnitud de la iluminación de modo que alcanza cada coordenada de imagen. Los tamaños relativos de estos circuios son cualitativos y no se pretende que sean exactos en un sentido cuantitativo.

Un vector de desplazamiento de fuente horizontal 306 orientado en la dirección Y (lado izquierdo de la figura) causa que los modos SV radien en las direcciones +Y y -Y y los modos SH se propaguen en las direcciones +X y -X. Un vector de desplazamiento "de fuente horizontal 310 orientado en la dirección X (lado derecho de la figura) causa que los modos SV radien en las direcciones +X y -X y los modos SH se propaguen en las direcciones +Y y -Y. Si una linea es trazada desde la estación de fuente 302, 304 para intersecar uno de estos circuios de radiación, la distancia al punto de intersección indica la magnitud del desplazamiento de modo particular en la dirección de azimut de esa linea. La orientación de los vectores, de desplazamiento de partícula 308 y 312 permanece constante a través del espacio de imagen, pero la magnitud de los vectores de desplazamiento de partículas SH y SV varía con el azimut como se muestra por los círculos de radiación SH y SV en la figura 3.

Haciendo referencia a la figura 4, el comportamiento de velocidad de los modos SH y SV que se propagan a través de la Tierra estratificada se han descrito en Levin, F. , 1979, Seismic velocities in transversely isotropic media I: Geophysics, 44, 918-936 y Levin, F., 1980, Seismic velocities in transversely isotropic media II: Geophysics, 45, 3-17. La Tierra estratificada es un medio isotrópico transversal vertical (VTI) horizontalmente estratificado. Cabe notar que en todos los ángulos de despegue (excepto el ángulo 402) SV y SH se propagan con diferentes velocidades, en donde SH tiene una velocidad significativamente más rápida en ángulos de despegue poco profundos (tales como el ángulo 404) desde una estación de fuente 406. Esta física de onda será útil cuando se examinen datos de prueba sísmica descritos más adelante.

Fuentes de fuerza vertical e iluminación S directa Un tipo de fuente usado en adquisición de datos sísmicos en tierra aplica una fuerza de desplazamiento vertical a la Tierra. Entre estas fuentes de fuerza vertical están arrojadores y apisonadores, explosivos en un agujero de disparo y vibradores verticales. Dichas fuentes se ven tradicionalmente como fuentes de ondas P únicamente, pero también producen campos de onda S robustos .

Haciendo referencia a la figura 5, una ilustración de un cálculo teórico, en vistas en sección transversal, se presenta para ilustrar cómo la energía es distribuida entre patrones de radiación de modo de onda P y cizallamiento SV cuando se aplica una fuerza vertical a un medio espacio elástico 502 desde una fuente de fuerza vertical o una fuente de desplazamiento vertical. Véase Miller, G., y H. Pursey, 1954, The field and radiation impedance of mechanical radiators on the free surface of a semi-infinite isotropic solid: Proc. Royal Soc. London, Series A, v. 223, p. 521-541 y White, J. E., 1983, Underground sound—applications of seismic waves: Elsevier Science Publishers. Los cálculos se muestran para dos valores diferentes de la relación de Poisson de la capa de Tierra, con la primera imagen 500 representando una relación de Poisson de 0.44 y la segunda imagen 502 representando una relación de Poisson de 0.33. El análisis enfoca únicamente en ondas de cuerpo e ignora energía que viaja horizontalmente a lo largo de la interfaz Tierra-aire. Los semicírculos indican la fuerza relativa de la radiación. Las líneas radiales definen el ángulo de despegue en relación con la vertical. En cada modelo, más energía SV es generada que la energía P.

El cálculo de la figura 5 muestra que una fuente de fuerza vertical 504 produce más energía SV 506 que energía P 508, y que en ángulos de despegue de 20 grados y más este modo de SV directo es significativamente más fuerte que el modo P. Esta radiación de SV particular puede no dar por resultado una iluminación robusta de geología directamente por abajo de la estación de fuente; mientras que su radiación P acompañante sí lo hace. Para sacar ventaja del modo de SV directo producido por fuentes en tierra de desplazamiento vertical, dos características pueden ser implementadas en sistemas de adquisición de datos. Primero, geófonos de tres componentes (3C) se usan en vez de geófonos de un solo componente. Segundo, se usan tiempos de registro más largos para acomodar la velocidad de propagación más lenta del modo de SV directo descendente y ascendente. Por ejemplo, los tiempos de registro de onda P de cuatro segundos a seis segundos puede extenderse a por lo menos ocho segundos o por lo menos 12 segundos. Los tiempos de registro para desfasamientos grandes entre la fuente y el receptor pueden ser por lo menos tres veces o por lo menos cuatro veces el tiempo de viaje vertical al objetivo más profundo de interés. Los sistemas de adquisición de datos sísmicos modernos pueden acomodar los tiempos de adquisición de datos largos requeridos para formar imagen de objetivos profundos en estaciones receptoras muy desfasadas. Un circuito de procesamiento dentro del sistema de adquisición de datos puede ser configurado para controlar los geófonos u otros receptores o sensores para escuchar o registrar datos sísmicos recibidos durante por lo menos un tiempo de registro mínimo .

Una forma definitiva de ilustrar la radiación P y SV directa producida por una fuente de desplazamiento vertical es analizar su campo de onda descendente usando datos de perfil sísmico vertical (VSP) . Un ejemplo de datos VSP adquiridos en la Cuenca de Delaware de Nuevo México con un vibrador vertical usado como una fuente se provee como figura 7A. El modo descendente etiquetado SV no es una onda tubular porque se propaga con una velocidad de aproximadamente 2400 m/s, que es casi dos veces la velocidad de la onda tubular de fluido. Las ondas de iluminación de P y SV descendentes producidas inmediatamente en el punto en donde el vibrador aplica una fuerza vertical a la superficie de la Tierra son etiquetados y extendidos de regreso a la estación de fuente de superficie 700 para ilustrar que un modo SV es producido directamente en la fuente. La ausencia de cobertura de datos a través de los 900 m más someros de los estratos deja alguna duda en cuanto a dónde se crea el evento descendente SV, por lo que un segundo ejemplo de datos de VSP producidos por un vibrador vertical en un pozo del sur de Texas se ilustra en la figura 7B. Nuevamente, esta fuente de desplazamiento vertical crea un campo de onda de SV directo robusto además del campo de onda P de costumbre. En este ejemplo, el modo de SV descendente puede ser extendido de regreso a la estación de fuente en la superficie de la Tierra con confianza. En el caso de la figura 7B, la fuente fue desfasada sólo 30 m desde el pozo VSP. El diagrama superior muestra una respuesta de geófono vertical. El diagrama inferior muestra la respuesta de un geófono horizontal.

Los ejemplos de datos de VSP de las figuras 7A y 7B muestran que un vibrador vertical es un productor eficiente de radiación de SV directa y crea un modo de SV-SV que puede ser utilizado. Un disparo de explosivo también aplica una fuerza de desplazamiento vertical a la Tierra y genera un modo de SV directo.

El modo de SV presentado por los datos en las figuras 7A y 7B es producido en las mismas coordenadas de la Tierra que el modo P y es una onda SV directa generada por la fuente. El medio de propagación en este lugar tiene velocidades de VP y Vs inusualmente bajas. El modo SV produce una gran población de reflexiones de SV ascendentes que son observables en estos datos en bruto no procesados.

El término "SV" se usó anteriormente para describir la radiación de onda S. Sin embargo, como se verá más adelante, el término "SV" deberá ser reemplazado por el término más amplio "S", que significa que la energía de onda S radiada es tanto SV como SH cuando la radiación se considera en un contexto 3D en vez de como un solo perfil vertical.

Para ilustrar el principio de que la radiación de onda S producida por una fuente de fuerza vertical consiste de modos SV y SH, el patrón desplegado a la derecha de la figura 5 es convertido a un objeto 3D y desplegado como figuras 6A y 6B. Para facilidad de entendimiento, el patrón de radiación 3D es simplificado para contener sólo el lóbulo S mayor 512, 514 mostrado en la figura 5. Tanto el componente de onda P 516 como el lóbulo S secundario más. pequeño 518 vistos en la figura 5 son omitidos. El sólido es además alterado al remover una sección de 90 grados 602 para permitir una mejor 'visualización de la geometría 3D por la cual la energía S se propaga en alejamiento de la estación de fuente de fuerza vertical VFS.

En la figura 6A, los planos SV y SH y vectores de desplazamiento se muestran en relación con una estación receptora RA. En la figura 6B, los planos SV y SH y vectores de desplazamiento son trazados en relación con una estación receptora RB. Estas dos estaciones receptoras arbitrarias RA y RB, separadas por un azimut de 90 grados, están situadas sobre la superficie de la Tierra alrededor de una estación VFS en donde se despliega una fuente de fuerza vertical. Vistas oblicuas y vistas de mapas se muestran de un plano vertical que pasa a través de la estación de fuente y cada estación receptora. Como se describe para la figura 2, este plano de fuente-receptor es el plano SV para cada estación receptora. Para cada receptor, un plano SH también se muestra perpendicular a cada plano SV. El plano SH para el receptor RA es el plano · SV para el receptor RB y en forma inversa, el plano SH para el receptor RB es el plano SV para el receptor RA. Independientemente de dónde está situada una estación receptora en el espacio del azimut en alejamiento de la estación de fuerza vertical, tanto el modo de SV como el SH se propagarán a esa estación. Información de cizallamiento SH está disponible como lo es la información de cizallamiento SV cuando son adquiridos los datos de fuente de fuerza vertical.

Prueba de campo El laboratorio de Geofísica de Exploración (EGL) en la Oficina de Geología Económica inició un programa de prueba de campo para cuantificar las formas geométricas y fuerzas relativas de modos de onda de compresión (P) y onda de cizallamiento (S) producidas por una variedad de fuentes sísmicas. El primer programa de prueba se realizó en el sitio de prueba Devine propiedad de la Universidad de Texas en Austin y administrado por investigadores de EGL. Las fuentes desplegadas para esta prueba inicial fueron: paquete de 1 q de explosivo situado a una profundidad de 6 m, un vibrador horizontal, un vibrador vertical y un peso acelerado que impacta la Tierra verticalmente y en ángulos inclinados.

Geometría de fuente-receptor Haciendo referencia a la figura .8, se muestra una ilustración de una geometría de fuente-receptor. La geometría de fuente-receptor usada para evaluar patrones de radiación de fuente P y S combinaron los conceptos de prueba de onda horizontal (que implicaba sólo un arreglo de receptor horizontal) y prueba de onda vertical (que implica sólo un arreglo de receptor vertical) como se describe en Hardage, B.A., 2009, Horizontal wave testing: AAPG Explorer, v. 30, no. 12, p. 26-27 y Hardage, B.A. 2010, Vertical wave testing: AAPG Explorer, v. 31, no. 1, p. 32-33. Un arreglo vertical de 24 estaciones de geófonos de tres componentes se desplegó en un pozo de prueba seleccionado, con estaciones receptoras abarcando un intervalo de profundidad que se extiende de 152.4 a 497.43 metros (figura 8). Geófonos de tres componentes (3C) están configurados para adquirir todas las tres dimensiones de una onda elástica completa. Varios arreglos horizontales 25 estaciones de sensores 3C separados por 3 metros de separación abarcaron el intervalo de desfasamiento de 0 a 75 metros inmediatamente próximos al pozo receptor. Las estaciones de fuente fueron desfasadas del pozo a intervalos de 75 metros, la dimensión lineal de los arreglos del receptor de superficie horizontales.

Apertura vertical Haciendo referencia a la figura 9, una aproximación del intervalo de apertura creado por la geometría de fuente-receptor se muestra. Modos P y S descendentes se registraron en una amplia apertura de ángulos de despegue verticales (14 grados a 81 grados en este ejemplo) de las estaciones de la fuente de superficie para definir la forma geométrica de los patrones de radiación P y S en la vista en sección. El ángulo de despegue más somero implicó datos generados en la estación de fuente 9 (desfasamiento de 585.26 metros) y se registraron en la estación receptora de fondo de pozo 24 (profundidad de 152.4 metros). El ángulo de despegue más inclinado implicó la estación de fuente 2 (desfasamiento de 76.2 metros) y la estación de receptor de fondo de pozo 1 (profundidad de 497.43 metros). Una primera aproximación del intervalo de apertura creado por la geometría de fuente-receptor se puede crear suponiendo trayectoria de rayos rectas desde la fuente al receptor de fondo de pozo, lo que da los resultados mostrados en la figura 9. En propagación de onda real, las trayectorias de rayos son curvas como se determina por las refracciones en interfaces entre capas de velocidad. Las trayectorias de rayos se refractan (se doblan) cuando avanzan desde una capa de la Tierra que tiene una velocidad VI hacia una capa que tiene velocidad V2. La curvatura de la trayectoria del rayo se puede calcular si se conoce la estratificación de velocidad. Suposiciones de trayectoria de rayo rectas se usan para explicar los principios descritos con referencia a la figura 9.

Transformación de datos VSP a datos de modo de onda En un pozo vertical, orientaciones de azimut de geófonos horizontales X, Y desplegados por cable de alambre torcido difieren en cada estación de fondo de pozo debido al giro del módulo de receptor. Como resultado, un desplazamiento de fase y variaciones de amplitud introducidas en los datos por variaciones de estación a estación en orientación de receptor no permiten eventos individuales o modos de onda distintos ser reconocidos, particularmente eventos de onda S que tienden a dominar respuestas de sensor horizontal. En este caso, los receptores son matemáticamente orientados a azimuts e inclinaciones especificas para definir modos P y S descendentes y ascendentes.

Haciendo referencia a la figura 10, se muestra una descripción gráfica de la transformación de receptores de espacio de datos X, Y, Z a espacio de datos P, SV, SH. Las transformaciones de receptores de agujero de pozo desde orientaciones X, Y, Z in situ a un espacio de datos en donde los receptores están orientados para enfatizar eventos de P, SV, y SH se han puesto en práctica en tecnología de perfil sísmico vertical (VSP). DiSiena, J.P., Gaiser, J.E., y Corrigan, D., 1981, Three-component vertical seismic profiles orientation of horizontal components for shear wave analysis: Tech. Paper S5.4, p. 1990-2011, 51a. Junta Anual de la Sociedad de Geofísicos de Exploración. Hardage, B.A., 1983, Vertical seismic profiling, Part A, principies: Geophysical Press, 450 páginas (The VSP Polarization Method for Locating Reflectors, páginas 307-315) . Ejemplos de este procedimiento de orientación de receptor aplicado a explosivo de agujero de disparo de impacto vertical y fuentes de vibrador vertical en estaciones de fuente seleccionadas se ilustran en las figuras 11, 12 y 13, respectivamente. Las ventanas de , datos que abarcan 100 ms inmediatamente después del inicio de las llegadas directas de onda P interpretadas se usaron para determinar ángulos de azimut e inclinación T y F (figura 10) en cada estación receptora.

La figura 10 ilustra una rotación de 2 pasos de ejes de coordenadas para determinar ángulos direccionales desde un receptor de subsuperficie a una fuente sísmica situada en la superficie. Cuando un sensor de 3 componentes es descendido varios cientos de metros en un pozo, las orientaciones de azimut de los sensores horizontales no son conocidas porque el paquete de receptor gira sobre el cable de alambre torcido usado para despliegue. Como consecuencia, los modos P, SH y SV son entrelazados en cada respuesta de sensor porque los sensores no están orientados en las direcciones de desplazamientos de partículas P, SV y SH. Por lo tanto, cada receptor de subsuperficie está orientado matemáticamente de modo que un sensor indica directamente a lo largo de la trayectoria de rayo de la onda P que viaja hacia abajo desde una fuente de superficie. Una vez que se hace la rotación, el sensor que indica la fuente es dominado por los datos P, el segundo sensor en el mismo plano vertical que el sensor P (el plano vertical pasa a través de las estaciones de fuente y receptor) es dominado por SV, y el tercer sensor (perpendicular a este plano vertical) es dominado por SH. Dos ángulos - un ángulo de rotación horizontal T y un ángulo de rotación vertical F - se tienen que determinar para lograr esta orientación de sensor.

Para determinar el ángulo de azimut horizontal T (figura 10), los datos son analizados en una ventana de tiempo corto que abarca sólo la primera llegada de onda P descendente desde la fuente. Sólo respuestas de los dos sensores horizontales X y Y son analizados en este primer paso de rotación. Los datos adquiridos por los sensores X y Y son matemáticamente transformados a respuestas que se observarían si estos dos sensores ortogonales fueran girados a unos nuevos ejes de coordenadas que son sucesivamente incrementados por un grado de azimut. Está rotación se hace 180 veces para crear respuestas de sensor que permiten que los ejes de sensor indiquen sobre un intervalo de azimut de 180 grados desde el azimut desconocido en el cual indican realmente los sensores. Cuando el sensor X está situado en el plano vertical que pasa a través del receptor y la fuente, la respuesta del sensor X será una máxima, y la respuesta del sensor Y será una mínima. Cuando la respuesta X máxima y Y mínima se encuentra, el ángulo entre los ejes de sensor in situ y los ejes girados deseados que aislan los modos de onda P, SV y SH es T.

Para determinar el ángulo de inclinación F (figura 10), las respuestas del sensor después de transformar los datos a ejes de coordenadas orientados en azimut T son después analizados en la ventana de datos cortos que abarca sólo la primera llegada de onda P descendente, como se define en este nuevo espacio de coordenada de datos. Los datos provenientes sólo del sensor Z (vertical) y del nuevo sensor X que ha sido girado en el plano de receptor de fuente vertical se usan en esta segunda rotación. En esta segunda rotación de eje, estas dos respuestas de sensor son matemáticamente transformadas a respuestas que se observarían si estos dos sensores se inclinaran en inclinaciones sucesivas de un grado de inclinación sobre un intervalo de inclinación de 90 grados. Cuando el receptor Z está indicando en la dirección de la primera llegada de onda P entrante, su respuesta será a un máximo, y la respuesta del sensor acompañante en el mismo plano vertical (el nuevo sensor X girado e inclinado) será a un mínimo. Cuando se encuentra esta condición, el ángulo F se ha definido.

Los datos transformados a este segundo sistema de coordenadas definido por una rotación de azimut de T y un ángulo de inclinación de F tienen separación óptima de los modos P, SV y SH, siendo P, SV y SH los datos dominantes en los sensores Z, X y Y girados e inclinados, respectivamente.

Haciendo referencia a figura 11, los diagramas 1100, 1102 y 1104 ilustran datos de X, Y, Z adquiridos en el sitio de prueba Devine con el arreglo de receptor vertical cuando una fuente de impacto vertical se colocó en la estación de fuente 9, desfasamiento de 585.21 metros desde el arreglo de receptores. Los diagramas 1106, 1108 y 1110 ilustran los mismos datos girados al espacio de datos de P, SV, SH. Ni el evento P ni el SV aparecen en el panel de datos de SH. Debido a que el desplazamiento de SH es ortogonal tanto para los desplazamientos de P y SV, la ausencia de eventos P y SV define datos de SH. Los eventos SV que aparecen en el panel de datos P tales como el evento mostrado en 1112 son conversiones de P-a-SV descendentes. Las conversiones de P-a-SV descendentes son causadas sólo por incidencia no normal de una onda P sobre una interfaz de contraste de impedancia. Los modos P y SV intercambian energía libremente cuando se reflejan y refractan en interfaces debido a que los vectores de desplazamiento de estos dos modos están en el mismo plano de modo vertical. Ni P ni SV pueden convertir energía a SH, y por el contrario SH no puede convertir a P o SV, porque el desplazamiento de SH es ortogonal al plano vertical en el cual P y SV se propagan.

Para confirmar que un panel de datos es un modo SH, los inventores de la presente buscan evidencia de eventos P y SV embebidos en el panel de datos. Si no se pueden identificar eventos P o SV, el modo es SH puro, por definición. Cabe notar en ángulos de despegue poco profundos (4 o 5 estaciones receptoras superiores), las ondas SH viajan más rápido que las ondas SV como se predice en Levin (1979, 1980), antes citado, y medidos por Robertson, J.D. y D. Corrigan, 1983, Radiation patterns of a shear-wave vibrator in near-surface shale: Geophysics, 48, 19-26.

Las ondas SV producidas directamente en la fuente significan que las ondas SV son generadas exactamente en el punto en donde una fuerza vertical es aplicada a la Tierra. No tiene que ser una interfaz de contraste de impedancia cerca de la fuente para causar que SV entre en existencia. SV se propagará en alejamiento de la fuente de fuerza vertical incluso en un medio homogéneo grueso en el cual no hay interfaces .

Por el contrario, las conversiones de P-a-SV ocurren sólo en interfaces en donde hay un contraste de impedancia. Cada vez que una onda P llega a una interfaz en un ángulo incidente distinto de 0 grados (normal a la interfaz), algo de la energía P iluminante se convierte a P reflejada y refractada, y algo se convierte a SV reflejada y refractada. Por lo tanto, la conversión de P-a-SV ocurre en coordenadas de interfaz lejanas de una fuente, no directamente en el punto de fuente. Un modo SV convertido requiere que estén presentes dos condiciones: 1) una interfaz a través de la cual hay un contraste en impedancia acústica, y 2) una trayectoria de rayo de onda P que llega en esa interfaz a un ángulo que no es normal en la interfaz. Cuando el ángulo incidente es 0 grados (trayectoria de rayo perpendicular a la interfaz), el coeficiente de reflexión de P-a-SV es cero. En otros ángulos incidentes, el coeficiente de reflexión de P-SV es diferente de cero.

Haciendo referencia a la figura 12, los diagramas 1200, 1202 y 1204 ilustran datos de X, Y, Z reales adquiridos en el sitio de prueba Devine con el arreglo de receptor vertical cuando una fuente de explosivo de agujero de disparo se situó en una estación de fuente 5, desfasamiento 381 metros desde el arreglo. Los diagramas 1206, 1208 y 1210 ilustran los mismos datos girados al espacio de datos de P, SV, SH. Ni el evento P ni SV aparecen en el panel de datos de SH. Los eventos SV que aparecen en el panel de datos de P son más débiles que en el caso de una fuente de impacto vertical, quizás debido a rotaciones de receptor más exactas. Cabe notar que en ángulos de despegue poco profundos (4 o 5 estaciones receptoras superiores), las ondas SH viajan más rápido que las ondas SV como se predice en Levin (1979, 1980), antes citado, y como se mide por Roberson y Corrigan (1983), antes citado.

Haciendo referencia a figura 13, los diagramas 1300, 1302 y 1304 ilustran datos de X, Y, Z reales adquiridos en el sitio de prueba Devine con el arreglo de receptor vertical cuando una fuente de vibrador vertical está colocada en la estación de fuente 6, desfasamiento de 457.2 metros del arreglo. Los diagramas 1206, 1208 y 1210 ilustran los mismos datos girados al espacio de datos de P, SV, SH. Ni el evento P ni SV aparecen en el panel de datos de SH. Se hicieron mediciones en ángulos de despegue poco profundos que tenían amplitudes más grandes que las mediciones hechas con fuentes de impacto vertical y explosivo (figuras 11 y 12).

Una ganancia de gráfica constante se aplica a cada panel de datos en cada una de las figuras 11-13. Por lo tanto, dentro de las figuras individuales, las amplitudes de P, SV y SH pueden ser comparadas visualmente para juzgar niveles de energía relativos de modos P y S. Dichas comparaciones confirman los modos SV y SH que radian en alejamiento de la fuente de fuerza vertical tienen amplitudes mayores que el modo P asociado. Las ganancias de despliegue de datos difieren de cada fuente, por lo que las amplitudes de P y S producidas por explosivos no serían visualmente comparadas con las amplitudes P y S producidas por fuentes de impacto vertical y vibrador vertical.

De acuerdo con la teoría, los datos de SH no se convierten a modos P o SV a medida que un campo de onda elástica se propaga a través de la Tierra estratificada, y por el contrario, los modos P y SV no se convierten a modos SH. Ningún panel de datos de SH contiene eventos P o SV, lo que indica que las separaciones de campo de onda desplegadas en las figuras 11 a 13 se hacen apropiadamente. La teoría también establece que la energía es intercambiada libremente entre los modos P y SV a medida que se propaga a través de los medios estratificados. Todos los paneles de datos de SV en las figuras 11-13 muestran eventos de conversión de P-a-SV 1114, 1214 y 1314, lo que nuevamente indica física de onda correcta. Aunque mínimas cantidades de energía SV permanecen en los paneles de datos P, los inventores de la presente consideran que su separación de modo de onda es suficientemente exacta para establecer el principio fundamental de que los modos de ci zallamiento SH y SV son producidos por la fuente de fuerza vertical además del modo de onda P esperado.

Otra pieza de evidencia que confirma los dos modos S mostrados en las figuras 11 a 13 son SV y SH, es el hecho de que SH marcado en el frente de onda viaja más rápido en ángulos de despegue poco profundos (casi horizontales) que el SV marcado en el frente de onda. Esta distinción en el comportamiento de velocidad de SH y SV es enfatizado por la teoría documentada por Levin (figura 4) . Las diferencias en velocidades de SH y SV se ve mejor al comparar los tiempos de llegada de frentes de onda S en las figuras 11 y 12 en receptores poco profundos situados sobre el intervalo de profundidad de 152.4 a 213.36 metros.

Procesamiento de datos Hay una diferencia entre los vectores de desplazamiento de fuente de onda S producidos por fuentes de fuerza vertical y fuentes de fuerza horizontal convencionales. El desplazamiento de onda S aplicado a la Tierra por una fuente de fuerza horizontal se muestra en la figura 3. Ese desplazamiento es orientado en una dirección de azimut fija (v.gr. , indicado .por la flecha 306), y desplazamientos de la Tierra alrededor del punto de aplicación todos indican en la misma dirección (v.gr., como se indica por las flechas 308) como la dirección de la fuerza aplicada. Por el contrario, el desplazamiento de S creado por los puntos de fuente de fuerza vertical en cada dirección de azimut alrededor de su punto de aplicación, y los vectores de desplazamiento de Tierra correspondientes también indican en todas las direcciones de azimut en alejamiento de la estación de fuente (véase figura 6) . El efecto visto en datos de reflexión sísmica es que los datos de onda S producidos por una fuente de dipolo (figura 3) tienen la misma polaridad en cada cuadrante de azimut que rodea una estación de fuente, pero los datos de onda S producidos por una fuente de fuerza vertical tienen diferentes polaridades cuando se ven en direcciones de azimut que difieren por 180 grados.

Las estrategias de procesamiento de datos de onda S a través de la industria sísmica se basan en la suposición de que las polaridades de datos son constantes a través de todo el espacio de imagen sísmico. Por lo tanto, las polaridades de datos de onda S adquiridas con una fuente de fuerza vertical se pueden ajustar para verse como datos de polaridad constante producidos por una fuente de dipolo a través de un ajuste de polaridad de datos.

Haciendo referencia a la figura 14, se describirá un proceso de ajuste de polaridad de datos. La figura 14 muestra una vista de mapa de una estación de fuente de fuerza vertical VFS situada en una rejilla de adquisición de datos sísmicos 3D 1400. En terminología sísmica, la dirección en que las líneas receptoras son desplegadas se denomina "en línea", y la dirección en que las líneas de fuente son orientadas se denomina "línea cruzada." En la mayoría de los diseños de adquisición de datos sísmicos 3D, las direcciones en línea y de línea cruzada son perpendiculares unas a otras.

La dirección de azimut de polaridad positiva en direcciones de línea cruzada y en línea es arbitraria. Sin embargo, una vez que un procesador de datos selecciona ciertas direcciones en línea y de línea cruzada como siendo polaridades positivas, ha dividido automáticamente el espacio de imagen sísmico en línea y de línea cruzada dividido alrededor de una estación de fuente de fuerza vertical en dos dominios de polaridad - un dominio de polaridad positivo y un dominio de polaridad negativo. La figura 14 ilustra el principio de reversiones de polaridad de datos aplicadas a datos de fuente de fuerza vertical para crear datos de onda S de polaridad constante a través del espacio de imagen sísmico. Una geometría de adquisición de datos sísmicos 3D ilustrativo denominado geometría ortogonal se muestra en la cual la línea de fuente y las líneas de receptor son ortogonales unas a otras. VFS es una estación de fuerza vertical en una línea de fuente. Una dirección de polaridad positiva se seleccionada (arbitrariamente) tanto para la dirección de línea cruzada (línea de fuente) como la dirección en línea (línea de receptor). Esta decisión divide espacio de imagen sísmica en dos dominios - un dominio de polaridad positivo y un dominio de polaridad negativo.

Un ejemplo de datos reales de este principio de polaridad de datos se' ilustra en las figuras 15 y 16. Estos datos sísmicos 3D fueron adquiridos usando un vibrador vertical. La rejilla de adquisición de datos se muestra entre cada par de paneles de datos para definir la posición de una estación de fuente fija y varias estaciones receptoras en donde los datos producidos por esta fuente de fuerza vertical fueron registrados. Las direcciones en linea (IL) y de linea cruzada (XL) positivas asignadas a la rejilla son indicadas en cada estación receptora. Los despliegues de trazos culebreados a la izquierda muestran las polaridades de los datos registrados. Los despliegues de trazos culebreados a la derecha muestran los datos después de que reversiones de polaridad han sido aplicadas como se describe en la figura 14. Después de estas fluctuaciones de polaridad, todos los datos tienen polaridad consistente a través de la totalidad de espacio de imagen sísmico y pueden ser procesados por software sísmico estándar.

El procesamiento de datos para modos de onda SV y SH producidos directamente en el punto de aplicación de una fuente de fuerza vertical difiere del procesamiento de datos de SV convertidos. Con datos de fuente directa, las polaridades de datos son revertidas en dominio de desfasamiento negativo, y una vez que se hace esta corrección de polaridad de datos, los datos en los dos dominios desfasados son procesados como un solo conjunto de datos, no como dos conjuntos de datos separados. Los datos de onda S de fuente directa pueden ser procesados con estrategias de punto medio común (CMP) ; mientras tanto, los datos de P-SV son procesados con estrategias de punto de conversión común (CCP) . Los análisis de velocidad de datos se hacen de manera diferente en estos dos dominios de procesamiento de datos - punto medio común versus punto de conversión común.

La figura 15 ilustra un primer ejemplo de polaridades de datos sísmicos de fuerza vertical registradas en direcciones de azimut que difieren en 180 grados en alejamiento de una estación de fuente (izquierda) . A la derecha, la figura 15 ilustra el resultado de revertir polaridades en el dominio de polaridad negativa para convertir datos de fuente de fuerza vertical a datos de fuente de dipolo de polaridad constante.

La figura 16 ilustra un segundo ejemplo de polaridades de datos sísmicos de fuerza vertical registrados en direcciones de azimut que difieren en 180 grados en alejamiento de una estación de fuente (izquierda). A la derecha, la figura 16 ilustra el resultado de revertir polaridades en el dominio de polaridad negativa para convertir datos de fuente de fuerza vertical a datos de fuente de dipolo de polaridad constante.

Aunque los datos de fuente de fuerza vertical no producen las mismas polaridades de datos de onda S que las fuentes de fuerza horizontal convencionales, reversiones de polaridad de datos, correcciones, inversiones o ajustes en porciones apropiadas de polaridades de espacio de imagen sísmica transforman polaridades de fuerza vertical a polaridades de fuerza horizontal. Después de estos ajustes de polaridad, los datos de fuente de fuerza vertical pueden ser procesados igual que los datos de fuente de fuerza horizontal, usando algoritmos conocidos.

Hallazgos Los datos de prueba de EGL muestran que las fuentes de fuerza vertical, comúnmente percibidas como fuentes de onda P, generan más energía S directamente en el punto de aplicación de fuerza que energía P. En una modalidad, la energía S es generada directamente en el punto de aplicación de fuerza de la fuente, y no a través de aplicaciones de conversiones de modo P-a-SV en las interfaces de subsuperficie .

Además, pruebas de campo muestran que fuentes de fuerza vertical producen un modo SH de alta calidad, alta energía, directamente en la estación de fuente además de un modo SV. Este enunciado es confirmado por: • El modo que se considera que es SH produce un desplazamiento de Tierra normal al modo SV, y • Tiene una velocidad mayor que el modo SV en ángulos de despegue poco profundos.

Por lo tanto, el programa de prueba de fuente de EGL- evidencia que datos de campo de onda elástico completo (P, SV, SH) pueden ser adquiridos usando fuentes de fuerza vertical.

La existencia de datos de modo SV directamente en la estación de fuente puede ser contrastada con' datos de SV que son convertidos en interfaces de contraste de impedancia en la Tierra de modo P a SV por algunas capas de medios por abajo de la superficie de la Tierra, que pueden referirse como "cerca de la fuente". Existen sólo dos formas de generar un modo de cizallamiento SV: 1) usar una fuente que produce un desplazamiento de SV directamente en la estación de fuente, o 2) usar una fuente que genera una onda P robusta y utiliza los modos SV convertidos que la onda P produce cuando ilumina una interfaz en cualquier ángulo incidente distinto de 0 grados.

Como se explicó antes, los datos SH son observados en datos producidos por los tres tipos generales de fuentes de fuerza vertical (vibrador vertical, impacto vertical, explosión de agujero de disparo), que significa que un desplazamiento de SH ocurre directamente en el punto en donde una fuente de fuerza vertical aplica su vector de fuerza a la Tierra.

Adquisición y procesamiento de datos Haciendo referencia ahora a figura 17, un diagrama de un sistema de adquisición y procesamiento de datos 1700 y un método para adquirir y procesar datos de forma de onda elástica completa a partir de una fuente de fuerza vertical usando sensores basados en superficie se describirá. Una fuente sísmica de fuerza vertical 1702 está dispuesta en, cerca o dentro de una depresión poco profunda de la superficie de la Tierra 1704. La fuente 1702 está configurada para impartir una fuerza vertical a la superficie 1704 para proveer ondas sísmicas en el medio terrestre 1706. La fuente 1702 puede comprender un vibrador vertical, explosión de agujero de disparo, impactador vertical, pistola de aire, arrojador o apisonador de peso vertical, y/o fuentes de fuerza vertical. En este ejemplo, la fuente de fuerza vertical 1702 produce modo P de compresión y ambos modos de cizallamiento fundamentales (SH y SV) en la Tierra 1706 directamente en un punto de aplicación 1708 de la fuente de fuerza vertical. En esta modalidad, por lo menos algunas de las ondas de cizallamiento SH y SV son generadas en la fuente 1702 y no por conversión de subsuperficie causada por porciones del medio terrestre 1706. Las ondas de frecuencia se pueden proveer en un barrido de frecuencia o un solo impulso de banda ancha. Una fuente de fuerza vertical se puede usar sin ninguna fuente de fuerza horizontal.

Un sensor sísmico 1710 está a lo largo de la superficie de la Tierra, que puede incluir estar dispuesto en, cerca de, o dentro de una depresión de la superficie de la Tierra 1704. Por ejemplo, en una modalidad, agujeros poco profundos pueden ser perforados y sensores 1710 desplegados en los agujeros para evitar ruido del viento, ruido producido por lluvia, etc. El sensor 1710 está configurado para detectar o captar modos de onda ascendente, reflejados desde sectores de subsuperficie , formaciones, objetivos de interés, etc. En esta modalidad, el sensor 1710 comprende un geófono de componentes múltiples, por ejemplo un geófono de tres componentes configurado para detectar el modo P de compresión y ambos modos de cizallamiento fundamentales (SH y SV) . Como se describe en las figuras 1-14, varios arreglos y configuraciones de fuentes 1702 y sensores 1710 pueden ser implementados en diferentes modalidades. Por ejemplo, plantillas de adquisición bidimensionales o tridimensionales se pueden utilizar a través de la superficie de la Tierra 1704. Como otro ejemplo, una pluralidad de fuentes 1702 (v.gr., por lo menos dos, por lo menos cinco, por lo menos diez, etc.) pueden estar dispuestas a lo largo de una linea y ser configuradas para transmitir ondas sísmicas juntas o simultáneamente. El perfil sísmico vertical se puede usar en una modalidad. En una modalidad alternativa, un arreglo de perfil sísmico vertical inverso se puede usar, en el cual una o más fuentes están dispuestas en un agujero o pozo y uno o más sensores de 3 componentes o receptores están dispuestos a lo largo de la superficie de la Tierra. En otra modalidad alternativa, una disposición entre pozos se puede usar, en la cual las fuentes están dispuestas en un pozo o agujeros y receptores o sensores de 3 componentes están dispuestos en otro pozo o agujero. En una fuente dentro del agujero puede estar un vibrador mecánico trabado en la pared en un pozo llenado con aire o llenado con fluido, o una pistola de aire, una pistola de agua, o un transductor piezo-cerámico de alta energía libremente suspendido en una columna de fluido, u otra fuente.

Un sistema de registro sísmico 1712 está configurado para recibir datos sísmicos detectados por el sensor (es) 1710 por medio de un enlace de comunicación alámbrico o inalámbrico y para almacenar los datos en una base de datos. El sistema 1712 puede comprender cualquier tipo de dispositivo de cómputo. El sistema 1712 puede ser configurado para adquirir y/o procesar los datos recibidos. Por ejemplo, el procesamiento puede comprender reversión de polaridad como se describió anteriormente, los pasos del procesamiento de la figura 18 siguientes, u otros algoritmos de procesamiento de datos sísmicos.

Un dispositivo de salida de medio digital 1714 puede ser acoplado al sistema .1712, o los datos pueden ser transferidos al dispositivo 1714 desde el sistema 1712 usando cualquiera de una variedad de tecnologías, tales como una red alámbrica o inalámbrica, dispositivo de memoria, etc. El dispositivo 1714 puede comprender uno o más de un dispositivo de despliegue, una impresora, una bocina y/u otros dispositivos de salida.

De conformidad con una modalidad, el sistema 1712 puede ser configurado para adquirir o capturar datos de modo SH-SH con sensores basados en superficie. De conformidad con otra modalidad, el sistema 1712 puede ser configurado para adquirir tanto datos de modo SV como SH con sensores basados en superficie.

Haciendo referencia ahora a la figura 18, se describirá un diagrama de un sistema de adquisición y procesamiento de datos 1800 y método para adquirir y procesar datos de forma de onda elástica completos desde una fuente de fuerza vertical usando sensores de subsuperficie . Una fuente sísmica de fuerza vertical 1802 está dispuesta en, cerca de o dentro de una depresión poco profunda de la superficie de la Tierra 1804. La fuente 1802 está configurada para impartir una fuerza vertical a la superficie 1804 para proveer ondas sísmicas en el medio terrestre 1806. En este ejemplo, la fuente de fuerza vertical 1802 produce modo de compresión P y ambos modos de cizallamiento fundamentales (SH y SV) en la Tierra 1806 directamente en un punto de aplicación 1808 de la fuente de fuerza vertical. En esta modalidad, por lo menos algunas de las ondas de cizallamiento SH y SV son generadas en la fuente 1802 y no por conversión de subsuperficie causada por porciones del medio terrestre 1806. La contaminación de datos S producidos directamente en una estación de fuente por datos de SV convertidos producidos en interfaces lejanas de la estación de fuente puede ocurrir. Un sistema de procesamiento de datos puede ser configurado para resolver, remover, reducir o identificar estos datos de SV convertidos (y/u otros modos de ruido, tales como eventos P, múltiples de P y S, ondas de superficie de reverberación, ruido del viento, etc.) y para enfatizar, amplificar, o identificar la señal objetivo.

Una pluralidad de sensores sísmicos 1810 está dispuesta en una pluralidad de sitios dentro de cada uno o más agujeros poco profundos o profundos perforados en cualquier ángulo de desviación. Los sensores 1810 pueden ser desplegados permanentemente (v.gr., mediante cementación o asegurándolos de otra manera en su lugar) o pueden ser recuperables mediante línea de alambre o tubería de bobina. Los sensores 1810 están configurados para detectar o captar modos de onda ascendente, reflejados desde sectores de subsuperficies, formaciones, objetivos de interés, etc. En esta modalidad, los sensores 1810 comprenden cada uno de ellos por lo menos un geófono de componentes múltiples, por ejemplo un geófono de tres componentes configurado para detectar un modo de compresión P y ambos modos de cizallamiento fundamentales (SH y SV) . Como se describe en las figuras 1-14, varios arreglos y configuraciones de fuentes 1802 y sensores 1812 pueden ser implementados en diferentes modalidades.

El equipo de despliegue de sensores y el sistema de registro sísmico 1812 pueden ser configurados para ubicar sensores 1810 dentro del agujero 1809, proveer energía a los sensores 1810 y proveer otras funciones necesarias para desplegar los sensores 1810. El sistema 1812 comprende un sistema de cómputo configurado para recibir datos sísmicos detectados por los sensores 1810 por medio de un enlace de comunicación alámbrico o inalámbrico 1813 y para almacenar los datos en una base de datos. El sistema 1812 puede ser configurado para adquirir y/o procesar datos recibidos. Por ejemplo, el procesamiento puede comprender reversión de polaridad como se describió anteriormente, los pasos de procesamiento de la figura 18 siguientes, u otros algoritmos de procesamiento de datos sísmicos.

Un medio digital 1815 pueden ' ser acoplado al sistema 1812 usando cualquiera de una variedad de tecnologías, tal como una red alámbrica o inalámbrica, etc. Los medios 1815 pueden ser configurados para almacenar y transferir los datos detectados y/o procesados a otros dispositivos de cómputo.

Haciendo referencia ahora a la figura 19, se describirá un sistema de procesamiento de datos para procesar datos de campo de onda elástico completo. El sistema 1900 comprende un sistema de cómputo digital 1902, tal como una computadora personal, servidor UNIX, estación de trabajo individual, clúster de alta tecnología de estaciones de trabajo, u otros sistemas o sistemas de cómputo. El sistema 1902 comprende energía de procesamiento suficiente para procesar grandes cantidades de datos sísmicos complejos. Un dispositivo de almacenamiento en masa 1904 u otra memoria es 'acoplado al sistema de cómputo digital 1902, que está configurado para recibir datos de los registradores de campo o sensores almacenados en un medio digital 1906, tal como una tarjeta de memoria, unidad de disco duro u otro dispositivo de memoria. El dispositivo de almacenamiento en masa 1904 está configurado para descargar o recibir los datos sísmicos de componentes múltiples de medios digitales 1906 y para almacenar los datos en una base de datos.

Una interfaz de usuario 1908, tal como un teclado, pantalla, pantalla de tacto, bocina, micrófono y/u otros dispositivos de interfaz de usuario pueden ser acoplados al sistema 1902 para comunicación de dos sentidos entre el sistema 1902 y un usuario. De conformidad con una modalidad ilustrativa, terminales de usuario múltiples 1910 pueden acceder al sistema de procesamiento de datos 1902 a través de una interfaz de usuario usando una red de computadoras, terminales u otros dispositivos de entrada/salida (v.gr., una red de área ancha tal como la Internet) .

Una biblioteca de software 1912 es acoplada al sistema de procesamiento de datos 1902 y comprende uno o más medios legibles por computadora no transitorios programados para realizar uno o más algoritmos de procesamiento. Los algoritmos de procesamiento pueden comprender cualquiera de un número de algoritmos de procesamiento de datos sísmicos conocidos o algoritmos descritos aquí o que pueden ser desarrollados en el futuro. Los algoritmos pueden comprender algoritmos en dos categorías: (1) algoritmos requeridos para procesar datos adquiridos por sensores de 3 componentes basados en superficie y (2) algoritmos requeridos para procesar datos adquiridos con sensores de 3 componentes situados en pozos profundos.

Sensores basados en superficie Para sensores basados en superficie, el sistema de cómputo de datos 1902 puede ser programado con código existente, tanto código de propiedad como código comercial público. El sistema 1902 puede ser programado con nuevo código para optimizar el manejo de datos y la construcción de imágenes. El sistema 1902 puede ser programado para extraer modos P, SH, y SV de datos registrados, como se describe aquí con referencia a las figuras 1-1 .

Sensores de pozo profundo Cuando los datos son adquiridos con sensores en pozos profundos, el procedimiento se denomina perfil sísmico vertical (VSP) . Los sistemas de procesamiento de datos VSP no están tan ampliamente distribuidos como los sistemas para procesar datos de sensor de superficie. Los datos VSP pueden ser procesados usando sistemas de procesamiento de datos hechos o usados por contractores VSP, tales como Schlumberger , Halliburton, Baker Atlas, READ y/u otras compañías. Los sistemas de procesamiento de datos pueden ser configurados para extraer modos P, SH, y SV de datos registrados, al buscar radiación de SV y SH directamente de una estación de fuente de superficie.

El sistema 1900 puede comprender además uno o más dispositivos de salida 1914 acoplados al sistema de cómputo digital 1902. Dispositivos de salida 1914 pueden comprender trazadores gráficos, unidades de cinta, unidades de disco, etc., configurados para recibir, almacenar, desplegar y/o presentar datos procesados en un formato útil.

Haciendo referencia ahora a figura 20, un diagrama de flujo que ilustra un método 2000 de procesamiento de datos de onda elástica completos se describirá. El método puede ser operable en uno o más circuitos de procesamiento, tales como el sistema de cómputo digital 2002. En el bloque 2002, un circuito de procesamiento se provee con modos P, SH y SV mixtos en un espacio de datos de coordenadas de campo (en línea y de. línea cruzada) a partir de pasos de adquisición descritos anteriormente. En el bloque 2004, el circuito de procesamiento está configurado para o programado para segregar, separar o de otra manera remover datos de modo P al aplicar filtros de velocidad para rechazar o filtrar modos SH y SV.

Un filtro de velocidad es cualquier procedimiento numérico aplicado a datos sísmicos que enfatiza eventos que se propagan con un cierto comportamiento de velocidad objetivo y eventos atenuantes que se propagan con velocidades diferentes de esta velocidad objetivo. Existen numerosos algoritmos disponibles para procesadores de datos sísmicos que realizan filtración de velocidad. Algunos de estos filtros operan en el dominio de frecuencia-número de onda (f-k) , algunos en el dominio de tiempo-desaceleración (tau,p), algunos son filtros de medio en el dominio de tiempo-profundidad, etc. Los filtros de velocidad permiten que reflexiones primarias P sean segregadas de múltiples P, y eventos S para ser aislados de eventos P.

Los eventos SV convertidos tienen una velocidad más rápida que los eventos S directos porque un SV convertido implica una onda P descendente; mientras tanto, la trayectoria de rayo descendente para un evento S directo es S (mucho más lento que P) . Los filtros de velocidad pueden ser diseñados de manera que pasen las velocidades lentas asociadas con un evento S-S (S descendente y S ascendente) y rechacen las velocidades más rápidas de los eventos P-SV (P descendente y SV ascendente) .

En el bloque 2006, el circuito de procesamiento está configurado para revertir polaridades de datos de sensor horizontal en linea y de linea cruzada adquiridos en desfasamientos negativos, como se describió anteriormente con referencia a las figuras 10-14. En el bloque 2008, el circuito de procesamiento está configurado para transformar datos de sensores horizontales del espacio de datos en linea/de linea cruzada a espacio de datos radial/transversal, como se describió anteriormente con referencia a las figuras 10-14. Como resultado, los modos SH y SV (SH = datos transversales; SV = datos radiales) son segregados y procesados por separado.

En un bloque 2010, los datos de sensor radial se dejan a un lado como una base de datos SV, y los datos de sensor transversal se dejan a un lado como una base de datos SH. Esta segregación de modos SV y SH permite que los modos sean individualmente introducidos (v.gr., como conjuntos de datos separados) en el flujo de procesamiento de datos empezando en el bloque 2012.

En un bloque 2012, cualquiera de numerosos procedimientos de análisis de velocidad disponibles en la industria de procesamiento de datos sísmicos se puede aplicar a cada modo de onda, P, SV y SH, por separado. Opciones de análisis de velocidad comunes son apilamiento de apariencia, análisis de frecuencia-número de onda, y análisis de tiempo-desaceleración. Este paso identifica una función de velocidad óptima para cada modo de onda que enfatizará eventos de reflexión primaria para ese modo de onda y atenuará ruido, múltiples entre lechos y eventos espurios que compiten con modos de onda .

En un bloque 2014, correcciones estáticas se aplican para mejorar la alineación de reflectores. Estas correcciones implican desplazamientos en tiempo de datos adquiridos en cada fuente y estación receptora. Puesto que estos desplazamientos en tiempo se aplican a un rastreo de datos completo, se denominan correcciones estáticas para diferenciarlos de ajustes de tiempo dinámico hechos por otros procesadores. Una corrección estática elimina diferencias de tiempo causadas por variaciones en elevaciones de estación al ajusfar a tiempo cero en cada rastreo de datos para mover matemáticamente todas las estaciones de fuente y receptoras a un plano de datos común. Una segunda corrección estática elimina diferencias de tiempo causadas por diferentes velocidades que son locales a diferentes estaciones de fuente y receptoras. El resultado final de estas correcciones estáticas es una mejora en continuidad de reflexión.

En un bloque 2016, cualquiera de muchos procedimientos de rechazo de ruido se puede aplicar a los datos para mejorar la relación de señal a ruido. Algunas opciones de rechazo de ruido pueden ser filtros de frecuencia simples. Otras pueden ser procedimientos de tau-p, f-k más sofisticados o de deconvolución .

En un bloque 2018, los datos son apilados (o sumados) para crear una imagen inicial. Incluido en este paso está un ajuste de tiempo dinámico de eventos de reflexión llamados una corrección de movimiento hacia afuera que se aplica a eventos de reflexión aplanados en las mismas coordenadas de tiempo en todos los desfasamientos de fuente-receptor. Una geometría de adquisición de datos puede causar muchos pares de fuente-receptor para producir eventos de reflexión en las mismas coordenadas de subsuperficie . En apilamiento, las reflexiones aplanadas de todos los pares de fuente-receptor que forman imagen de las mismas coordenadas de subsuperficie se suman para hacer un solo trazo de imagen en las coordenadas de imagen-espacio. Cuando este proceso de apilamiento se extiende a través del espacio de imagen sísmico entero, un solo trazo de imagen con carácter de señal a ruido alto se produce en cada punto de imagen en el espacio de imagen. Es en este paso que un procesador de datos obtiene su primera vista en la calidad del análisis de velocidad y correcciones estáticas que se han aplicado a los datos (v.gr., al desplegar los datos en una pantalla electrónica, imprimiendo los datos usando una impresora, etc.).

En un bloque 2020, el procesador de datos tiene que decidir si la imagen es satisfactoria o si el procesamiento de datos se debe repetir para mejorar la exactitud de los análisis de velocidad que realizan las correcciones de movimiento hacia afuera dinámico de eventos de reflexión y mejorar las exactitudes de las correcciones estáticas que desplazan en tiempo los eventos de reflexión en cada estación de fuente y de receptor. Si la decisión es repetir el proceso de formación de imagen, el procedimiento regresa al bloque 2012 y procede al bloque 2020 nuevamente. Si la Tierra consiste de capas horizontales planas, estos datos apilados son una buena imagen de la geología de subsuperficie . Si las capas de Tierra están hundidas o con fallas, estos datos apilados no son una imagen verdadera de la geología, sino que indican la calidad de la imagen verdadera que se creará cuando los datos migren (bloque 2022).

En un bloque 2022, los datos migran. La migración es un procedimiento que utiliza un modelo de velocidad sísmico-derivado de la Tierra para mover eventos de reflexión de sus posiciones de coordenadas en el espacio de imagen de desfasamiento vs tiempo a sus posiciones de subsuperficie correctas en la Tierra. Numerosos algoritmos de migración están disponibles en la industria de procesamiento de datos sísmicos. Algunos algoritmos son propiedad de compañías de procesamiento de datos; otros están disponibles como software comercialmente arrendado o como programas de dominio público compartidos.

La posición del paso de migración de datos en la figura 20 es un procedimiento de migración de post-apilamiento . El paso de migración puede ser movido para ser colocado entre los bloques 2016 y 2018 para hacer migración pre-apilamiento . La migración pre-apilamiento a menudo es más deseable que la migración de post-apilamiento pero es más intensiva en computadora. Tanto la migración en tiempo como la migración en profundidad se pueden desplegar por lo que el eje de coordenadas vertical de la imagen es ya sea profundidad o tiempo, dependiendo de la preferencia del procesador de datos.

Las enseñanzas en el presente documento pueden ser puestas en práctica por contratistas sísmicos, compañías de petróleo y gas, y otros. Las enseñanzas en el presente documento se pueden usar en otras industrias también, tales como energía geotérmica, secuestro de C02, etc.

Datos existentes Los sistemas y métodos descritos en el presente documento se pueden aplicar al procesamiento de conjuntos de datos sísmicos existentes o preexistentes u obsoletos. De conformidad con un ejemplo, una memoria comprende datos sísmicos que pueden ser en bruto, no procesados o parcialmente procesados. Los datos sísmicos pueden haber sido generados meses o años antes del procesamiento de los datos. Un circuito de procesamiento puede ser configurado para procesar los datos sísmicos para generar, proveer o lograr datos de forma de onda elástica completos. Por ejemplo, el circuito de procesamiento puede ser configurado para revertir polaridades de datos de sensor horizontal adquiridos en desfasamientos negativos como se describe en el presente documento para generar datos de modo S, tales como datos de modo SH y de modo SV. El circuito de procesamiento además puede ser configurado para extraer modos P, SH y SV de los datos previamente registrados. En una modalidad, los sensores sísmicos habrán estado recibiendo datos durante un período de tiempo suficiente, tal como por lo menos diez segundos o por lo menos doce segundos, a fin de recibir todos los modos SH y SV que se mueven más lentamente además de los datos de modo P.

De conformidad con una modalidad, fuentes distintas a las fuentes explosivas (es decir, fuentes no explosivas, tales como vibradores verticales y fuentes de impacto vertical) se pueden usar para construir imágenes de modo S, tales como imágenes SV y SH. Las ventajas de fuentes no explosivas incluyen que son fuentes aceptables en ambientes en donde las fuentes explosivas son prohibidas o poco prácticas. Ventajas ilustrativas incluyen: · Los explosivos no se pueden usar en ambientes urbanos. Por el contrario, los vibradores pueden operar en calles, callejones y en estrecha de edificios.

• Los explosivos no se pueden usar a lo largo de los caminos. Las carreteras rurales y autopistas públicas son lugares de perfil comunes para vibradores.

• En áreas contaminadas por ruido mecánico (tráfico de caminos, estaciones de bombeo de linea de gasolina, cubiertas bomba de pozo petrolero, plataformas de perforación activas, etc.), las ondas impulsivas compactas (que abarcan típicamente sólo 100 a 200 ms) producidas por un disparo explosivo pueden ser abrumadas por estallidos de ruido cortos de fuentes de ruido locales a una o más estaciones receptoras. Por el contrario, un vibrador crea una onda al insertar un chirrido largo (10 a 12 segundos) en la Tierra en el cual las frecuencias varían con una dependencia de tiempo conocida. A menos que el ruido mecánico tenga exactamente la misma variación de frecuencia en una duración de tiempo de 10 sequndos o 12 sequndos que lo hace una señal de chirrido de vibrador, el procedimiento de correlación cruzada usado para identificar eventos de reflexión de vibraciones suprime el ruido. Las fuentes explosivas son menos prácticas que los vibradores en ambientes de ruido elevado.

• Fuentes de impacto vertical son atractivas porque son de costo más bajo que las fuentes explosivas (y generalmente de costo más bajo que los vibradores) . Los operadores a menudo escogen la fuente de costo más bajo aun cuando la fuente tenga ciertos inconvenientes técnicos.

Aunque las fuentes no explosivas se usan en algunas modalidades descritas aquí, las fuentes explosivas se pueden usar en otras modalidades descritas en el presente documento.

Los datos S pueden ser adquiridos en la gama más amplia posible de ambientes cuando se utilizan fuentes de fuerza vertical. Fuentes explosivas se pueden usar en pantanos, montañas, etc., en donde las fuentes no explosivas no son factibles o prácticas, y vibradores y fuentes de impacto vertical se pueden usar en áreas urbanas y carreteras (ciudades, caminos, etc.), en donde los explosivos son prohibidos, y cuando las restricciones de presupuesto limitan las opciones de fuente.

Los sistemas y métodos descritos con referencia a las figuras 17-20 pueden implementar cualquiera de las características o principios descritos con referencia a las figuras 1-16.

Extracción de datos de cizallamiento SV a partir de datos sísmicos de onda P Haciendo referencia ahora a figuras 21-35, el sistema y métodos para extraer datos de onda de cizallamiento SV a partir de datos sísmicos de onda P se describirá.

Se describirán sistemas y métodos para extraer datos de onda de cizallamiento SV a partir de datos sísmicos de onda P adquiridos con una fuente de fuerza vertical y geófonos verticales. Los datos sísmicos de onda P pueden comprender datos de onda P obsoletos (v.gr., datos de onda P adquiridos en algunos días, meses o años, tales como por lo menos un año, en el pasado) , datos de onda P adquiridos en la actualidad, datos bidimensionales , datos tridimensionales, datos de sensor de un solo componente y/o datos de sensor de tres componentes adquiridos a través de una amplia variedad de condiciones de la superficie de la Tierra.

Estos sistemas y métodos se basan en el uso y aplicación del modo SV-P producido por una fuente sísmica de fuerza vertical. El componente SV de este modo sísmico provee información valiosa de roca y fluido que no puede ser extraída de datos sísmicos de onda P. Los sistemas y métodos pueden producir una imagen de onda S a partir de datos sísmicos adquiridos con geófonos verticales basados en superficie .

De conformidad con algunas modalidades, sensores sísmicos basados en superficie, verticales, de un solo componente, se usan para adquirir datos de cizallamiento SV.

Sistemas y métodos se describen para extraer datos SV-SV a partir de datos sísmicos de onda P adquiridos con una fuente de fuerza vertical y geófonos verticales en situaciones en donde los datos de onda P son adquiridos a través de áreas de rocas de alta velocidad expuestas.

Se describen sistemas y métodos para extraer datos P-SV a partir de datos sísmicos de onda P adquiridos con una fuente de fuerza vertical y geófonos verticales en situaciones en donde los datos de onda P son adquiridos a través de áreas de rocas de alta velocidad expuestas.

Los datos de reflexión sísmica principales que son adquiridos para evaluar condiciones geológicas a través de ondas en tierra son datos de onda de compresión (onda P) . Desde una perspectiva histórica, numerosos bibliotecas grandes de datos sísmicos obsoletos existen, con edades de estos datos extendiéndose a las décadas de 1950 y 1960. La mayoría de los datos sísmicos obsoletos son datos de onda P.

El término datos sísmicos "basados en tierra" se refieren a cualesquiera datos sísmicos adquiridos en ambientes no marinos, que incluirían datos adquiridos a través de pantanos, marismas y agua costera poco profunda, así como datos adquiridos a través de superficies terrestres expuestas. Los datos de onda P basados en tierra son generados usando fuentes de fuerza vertical. Este término "fuente de fuerza vertical" incluye cualquier fuente sísmica que aplica una fuerza vertical a la Tierra. Incluidos en la amplia gama de fuentes sísmicas de fuerza vertical son los vibradores verticales, impactos verticales y explosivos de agujero de disparo.

Datos sísmicos basados en tierra de onda P terrestres se registran usando geófonos verticales u otros sensores sísmicos verticalmente orientados. Cuando se adquieren datos sísmicos de onda P, el sensor desplegado en cada estación receptora puede ser ya sea de un solo componente o de tres componentes siempre que los elementos de sensor en cada paquete receptor midan movimiento vertical de la Tierra.

Una o más modalidades descritas aquí pueden permitir que los datos de onda de cizallamiento SV sean extraídos de datos de onda P adquiridos con fuentes de fuerza vertical y sensores verticales. Una o más modalidades se pueden aplicar ya sea que un paquete de sensores sea de un solo componente o de tres componentes. Una o más modalidades se pueden aplicar a datos sísmicos de onda P obsoletos así como a datos de onda P adquiridos en la actualidad.

Una o más modalidades descritas aquí pueden permitir que datos de onda de cizallamiento SV sean extraídos ya sea de datos de onda P 2D o 3D.

Modo sísmico SV a P Las modalidades que están configuradas para extraer datos de onda de cizallamiento SV a partir de datos de onda P usan el modo sísmico convertido de SV a P. La notación SV-P se usará para designar este modo de onda. En esta notación, el primer término identifica la onda sísmica descendente (SV) que ilumina objetivos geológicos, y el segundo término designa la onda reflejada ascendente (P) desde esos objetivos. Para mantener la notación consistente, datos de onda P estándares serán marcados como datos P-P, lo que significa que el campo de onda de iluminación descendente es una onda P, y el campo de onda reflejado ascendente es también una onda P.

Diagramas de trayectoria de rayo que comparan la formación de imagen SV-P de geología de subsuperficie y formación de imagen P-P convencional se ilustran en la figura 21. Las flechas en negritas 2100, 2102 dibujadas en la estación de fuente 2104 y la estación receptora 2106 son verticales para ilustrar: (1) la fuente sísmica aplica un vector de fuerza vertical a la Tierra, y (2) cada geófono de detección está orientado verticalmente o configurado de otra manera para detectar o medir movimiento vertical de la Tierra. El receptor 2102 puede ser un geófono vertical, un componente vertical de un geófono de componentes múltiples, u otro geófono de un solo componente o de múltiples componentes configurado para detectar, medir o captar movimiento vertical de la Tierra (v.gr., un geófono de geometría "54 grados" o geófono Gal'perin). Como se describió anteriormente, una fuente sísmica de fuerza vertical produce no sólo ondas P, sino también ondas de cizallamiento SV y SH.

Consecuentemente, ambas trayectoria de rayos P descendente y SV descendente se muestran propagándose en alejamiento de estación de fuente de fuerza vertical 2104 en la figura 21. Segmentos de trayectoria de rayo descendentes y ascendentes son marcadas ya sea P o SV para indicar el modo de onda especifico que viaja a lo largo de cada segmento de cada trayectoria de rayo. Las flechas en circulo en cada segmento de trayectoria de rayo identifican la dirección en la cual el modo de onda que actúa sobre el segmento de trayectoria de rayo desplaza la Tierra. Las polaridades de datos indicadas por esos vectores de desplazamiento de partículas concuerdan con las convenciones de polaridad definidas por Aki y Richards (1980) .

Formación de imagen de "punto de medio común" se puede usar para producir imágenes apiladas P-P de la subsuperficie de la Tierra. En una Tierra estratificada plana, cuando la velocidad del campo de onda descendente que ilumina un objetivo geológico es la misma que la velocidad del campo de onda reflejado ascendente desde ese objetivo, como lo es para los datos P-P, el punto de reflexión (punto de imagen) es la mitad del camino entre la fuente y el receptor. Por lo tanto, los términos "punto medio común" o "CMP" se usan para describir este concepto de formación de imagen .

Cuando se hacen imágenes sísmicas usando campo de onda de iluminación descendente que tiene una velocidad que difiere de la velocidad del campo de onda reflejado ascendente, un concepto diferente llamado formación de "punto de conversión común" se usa para construir imágenes apiladas de objetivos geológicos. La abreviatura "CCP" se usa para indicar la estrategia de formación de imagen sísmica. Técnicas de formación de imagen de CCP se usan para construir imágenes apiladas a partir de datos SV-P porque el modo SV descendente tiene una velocidad que difiere de la velocidad del modo P ascendente (figura 21) .

Como se muestra en la figura 21, los eventos ascendentes que llegan a una estación receptora son eventos de onda P para modos tanto P-P como SV-P. Un concepto no ilustrado en este modelo de trayectoria de rayo directo simplificado es que una trayectoria de rayo P es curvada para hacerse casi vertical verdadera cuando entra a una capa de baja velocidad no consolidada 2100 que cubre la mayor parte de la superficie de la Tierra. Este principio se ilustra en la figura 22. Cuando las trayectorias de rayos P ascendentes 2200, 2202 se doblan casi a una vertical verdadera a medida que se aproximan a una estación receptora 2106, sus vectores de desplazamiento de partículas 2204, 2206 se alinean con los geófonos verticalmente orientados en la estación receptora 2106 e inducen una fuerte respuesta en un geófono vertical. Debido a que tanto los datos sísmicos de onda P obsoletos como los datos de onda P actuales son registrados con geófonos verticales, estos datos de onda P contienen no sólo modos P-P, sino también modos SV-P, tal como la trayectoria de rayo 2200 ilustrada en la figura 22.

Como se ilustra en la figura 36, si una onda P está viajando en una dirección horizontal verdadera cuando llega a un geófono vertical, la onda P no generará ninguna respuesta en el geófono. Si una onda P está viajando en una dirección vertical verdadera cuando llega a un geófono vertical, la onda P inducirá una respuesta de geófono máxima (A) . En cualquier ángulo intermedio de aproximación, la respuesta de geófono producida por la onda P que llega será eos ( F ) , en donde F es el ángulo de aproximación medido en relación con la vertical verdadera, y A es la respuesta máxima que produce la onda P cuando viaja en una dirección vertical verdadera. En algún ángulo de enfoque no vertical F? , una onda P aún tendrá un componente vertical pequeño que producirá una pequeña respuesta en un geófono vertical, pero no una señal "útil". El valor exacto del ángulo de corte F? varia de un lugar a otro, y varia de un día a otro en cualquier lugar dado, dependiendo del nivel de ruido de fondo que esté presente. El ruido de fondo incluye agitación generada por el viento de vegetación local, vibraciones mecánicas de maquinaria cercana o tráfico vehicular, gotas de agua que caen del cielo o goteo de árboles y arbustos cercanos, y otros factores que inducen perturbaciones cercanas a una estación de geófonos.

Una opción de formación de imagen adicional se ilustra en la figura 23. En este escenario, el mareaje de trayectoria de rayo reconoce una fuente de fuerza vertical 2104 causa un modo SV-SV 2300 que llega a una estación receptora 2106 como lo hace un modo P-P 2108 (figura 21). Sin embargo, cuando el principio se aplica de modo que, en la mayoría de las condiciones de superficie de la Tierra, las trayectorias de rayos se aproximan a un receptor de superficie en una dirección caso o sustancialmente vertical, la orientación del vector de desplazamiento de partícula 2302 asociado con una trayectoria de rayo SV ascendentes 2301 no activa un geófono vertical (como lo hacen las ondas P ascendentes en la figura 22) . Por lo tanto, para algunos datos de onda P adquiridos con geófonos verticales, puede no ser posible extraer eventos de reflexión SV-SV (o eventos de reflexión P-SV) a partir de la respuesta de los datos de geófono vertical.

Una excepción al principio descrito en la figura 23 ocurre cuando los geófonos verticales son desplegados a través de la superficie de tierra en donde la capa de Tierra superior es un material de alta velocidad duro, como la capa 2400 en la figura 24. En este tipo de condición de superficie, una trayectoria de rayo SV 2400 llegará a una estación receptora 2106 a lo largo de una trayectoria sustancialmente no vertical, y el componente vertical 'de un vector de desplazamiento de partículas SV 2402 activará un geófono vertical 2106 (figura 24). Por lo tanto, cuando los datos de onda P son adquiridos a través de superficies de alta velocidad con geófonos verticales, datos que tienen un modo SV ascendente son registrados por geófonos verticales además de los datos SV-P. Como resultado, tanto los datos de P-SV como SV-SV, que tienen ambos modos SV ascendentes, son registrados por geófonos verticales en situaciones en donde los geófonos son desplegados a través de una capa de superficie de alta velocidad. Tanto las trayectorias de rayos P y SV ascendentes en las figuras 24 se aproximan a la estación receptora 2106 desde una dirección que difiere significativamente de casi vertical.

Como se ilustra en la figura 37, en donde el modo ascendentes es SV, la respuesta que una llegada de SV induce en un geófono vertical es A sen(O), en vez de Acos(O) ya que es para un modo P ascendente. Mientras más grande es F, más fuerte es la respuesta de SV. A medida que la velocidad S incrementa en la capa de Tierra más arriba, F incrementa. Qué tan grande sería F, y tan grande sería la velocidad S para asegurar que haya un valor apreciable de F, depende de la magnitud del ruido de fondo en la estación receptora.

Una o más modalidades descritas aquí pueden adquirir datos de P-SV sin el uso de geófonos de tres componentes y sin extraer el modo SV ascendente de respuestas de geófonos horizontales. Una o más modalidades descritas aquí permiten que los datos de P-SV sean adquiridos con geófonos verticales de un solo componente, por ejemplo en situaciones en donde la capa de Tierra superior es roca de alta velocidad. Una o más modalidades descritas aquí pueden adquirir datos de P-SV sin el uso de un receptor configurado para captar, detectar o medir movimiento horizontal de la Tierra .

Las trayectorias de rayos de P-SV y SV-P son comparadas en la figura 25. Debido a que las trayectorias de rayo ascendentes se vuelven casi verticales en una capa de superficie de baja velocidad (figura 22) , la orientación de desplazamiento de partículas asociada con el segmento SV ascendente 2500 de un modo P-SV 2502 falla para activar un geófono vertical en muchos ambientes de superficie de la Tierra. Por lo tanto, en algunos datos de onda P de geófono vertical, no hay datos de P-SV útiles. Sin embargo, los datos de P-SV serán registrados por un geófono vertical en casos en donde la capa de Tierra superior tenga alta velocidad (figura 24).

Espacio de imagen de SV-P Los principios de formación de imagen de los modos P-SV y SV-P 2502, 2504 ilustrados en la figura 25 enfatizan una geología de imágenes de modo SV-P 2506 más cerca de una estación de fuente 2508 que de una estación receptora 2510. Cuando los datos de onda P son adquiridos con una geometría de fuente-receptor en la cual los receptores ocupan un área que difiere significativamente del área ocupada por las fuentes, es útil entender cómo el espacio de imagen abarcado por los datos SV-P difiere del espacio de imagen marcado por el modo P-SV.

Las figuras 26A y 26B muestran dos opciones en las cuales datos de onda P son adquiridos a través del mismo espacio de imagen usando fuentes de fuerza vertical y geófonos verticales. Las figuras ilustran geometrías de fuente-receptor de una vista aérea que mira hacia abajo, que muestra el tamaño y posición del espacio de imagen SV-P (II, 12, 13, 14) para dos geometrías de adquisición de datos de onda P tridimensionales. Con la geometría de fuente-receptor en la figura 26A, las áreas abarcadas por las estaciones de fuente 2600 es más grande que el área abarcada por las estaciones receptoras 2602. En la opción mostrada en la figura 26B, lo inverso es cierto, y los receptores abarcan un área 2604 mayor que el área abarcada por las fuentes 2610. El espacio de imagen de onda P de CMP será el mismo para ambas geometrías debido a que el mismo número de pares de fuente-receptor está implicado, y estos pares de estación ocupan las mismas coordenadas de Tierra en ambas geometrías. Para evitar agregación de gráficas, las colindancias de espacio de imagen P-P no se muestran en los dibujos, pero si se trazan, las colindancias de espacio de imagen P-P serian medio camino entre las colindancias del área receptora Rl a R4 y las colindancias de área de fuente SI a S4 en ambas figuras 26A y 26B, reflejando el aspecto de punto medio del método de CMP.

El tamaño y posición del espacio de imagen SV-P que resulta de estas dos geometrías de adquisición de datos distintas de las figuras 26A y 26B difiere. El espacio de imagen de SV-P cubre un área grande 2608 cuando se usa la opción de geometría de la figura 26A y una área relativamente más pequeña 2606 cuando se usa la opción de geometría de la figura 26B. Para ambas geometrías, los puntos de imagen SV-P están colocados más cerca de las estaciones de fuente que de las estaciones receptoras. Debido a las relaciones recíprocas entre las coordenadas de imagen de los modos SV-P y P-SV (figura 25), el espacio de imagen abarcado por los datos P-SV cuando la geometría de la figura 26A se usa sería el espacio de imagen abarcado por los datos SV-P en la figura 26B. Si la geometría de la figura 26B se usa, entonces los datos P-SV abarcarían el espacio de imagen SV-P dibujado en la figura 26A. Debido a que el mismo número de pares de fuente-receptor está implicado en cada geometría de adquisición de datos en esta modalidad ilustrativa, el doblez de apilamiento de SV-P a través del área más grande (figura 26A) será inferior que el doblez de apilamiento de SV-P a través del área más pequeña (figura 26B) . Cada geometría ofrece ventajas para el modo SV-P, dependiendo de la relación de señal a ruido de datos SV-P. Si la relación de señal a ruido de SV-P es más bien alta, entonces la opción de la figura 26A extiende información de SV de buena calidad sobre un área más grande que la que es mostrada en imagen por los datos de P-SV. Si la relación de señal a ruido de SV-P- es baja, entonces al incrementar el doblez de SV-P sobre un área más pequeña como en la figura 26B crearía información de SV de mejor calidad que la que se proveería por los datos de P-SV que se extienden sobre un área más grande con doblez reducido.

Procesamiento de datos SV-P - polaridad de datos Como se explica con referencia a las modalidades de las figuras 1-20, para extraer modos SV-P y SH-SH, a partir de datos generados por una fuente de fuerza vertical, el procesamiento revierte la polaridad de los datos adquiridos por geófonos horizontales estacionados en la dirección de desfasamiento negativo en relación con la polaridad de datos adquirida por geófonos horizontales desplegados en la dirección de desfasamiento positivo. Ese ajuste de polaridad de datos no se aplica a datos SV-P en esta modalidad porque el modo de onda SV-P es registrado por geófonos verticales, no por geófonos horizontales.

Las trayectorias de rayos implicadas en formación de imagen SV-P de desfasamiento positivo y desfasamiento negativo se ilustran en la figura 27. En este diagrama, los datos SV-P generados en la fuente vertical A y registrados en el receptor vertical A son marcados SVA para el modo SV descendente y PA para el modo P ascendentes. La dirección de desfasamiento de la fuente vertical A al receptor vertical A es definida arbitrariamente como desfasamiento positivo. Cuando las posiciones de fuente y receptor son intercambiadas, creando fuente vertical B y receptor vertical B, la dirección de desfasamiento se revierte y se define como desfasamiento negativo. La trayectoria de rayo para datos SV-P de desfasamiento negativo es marcada SVB para el modo SV descendente y PB para el modo P ascendente. Las polaridades mostradas para el vector de desplazamiento de partículas de SV descendente se conforman a la convención de polaridad establecida por Aki y Richards (1980) y documentada por Hardage et al (2011). Cabe notar gue tanto para datos de desfasamiento positivo como datos de desfasamiento negativo, el componente vertical de los vectores de desplazamiento de partículas para los modos P ascendentes están en la misma dirección (indicando hacia arriba) , por lo tanto no hay cambio en polaridad de datos SV-P entre datos de desfasamiento positivo y datos de desfasamiento negativo.

Si el modo SV-SV es extraído de datos de onda P en situaciones en donde una superficie de Tierra de alta velocidad permite el modo SV que viaja ascendentemente para energizar un geófono vertical (figura 24), tampoco es necesario ajusfar la polaridad de los datos de geófono vertical en el dominio de cualquier dirección de desfasamiento . El ajuste de la polaridad de modos SV que viajan hacia arriba en el dominio de desfasamiento negativo para concordar con la polaridad en el dominio de desfasamiento positivo se usa cuando el modo SV es registrado por geófonos horizontales, no cuando son adquiridos por geófonos verticales.

Procesamiento de datos SV-P - análisis de velocidad Las modalidades descritas aquí pueden ser configuradas para realizar un análisis de velocidad como un paso de procesamiento de datos cuando se construyen imágenes sísmicas. Cuando los datos de CMP son procesados, no es necesario preocuparse en qué dominio de desfasamiento (positivo o negativo) residen los datos cuando se realizan análisis de velocidad. Si las velocidades de modos de onda descendente y ascendentes son los mismos (procesamiento de datos de CMP) , el mismo comportamiento de velocidad ocurre en ambas direcciones de desfasamiento . Sin embargo, cuando están implicados modos convertidos, el método puede comprender dos análisis de velocidad - un análisis para datos de desfasamiento positivo y un segundo análisis para datos de desfasamiento negativo.

La razón de este análisis de velocidad de dominio doble se ilustra en la figura 27, que muestra dos facías de roca distinta entre dos fuentes basadas en superficie y estaciones receptoras. Condiciones de roca lateralmente variables tal como se muestra en este diagrama se pueden encontrar en muchas áreas. Para propósitos de ilustración, supóngase que las velocidades P y S en las facías A son significativamente diferentes de las velocidades P y S en las facías B. El tiempo de viaje requerido para un evento SV-P de desfasamiento positivo a trayectoria de rayo de viaje SVA-PA no es el mismo que el tiempo de viaje para un evento de SV-P de desfasamiento negativo para la trayectoria de rayo de viaje SVB-PB- esta diferencia en tiempo de viaje ocurre debido a que el modo SVA es totalmente en las facías A, pero el modo SVB es casi por completo en las facías B. Asimismo, todo el modo PB está en las facías A, pero el modo PA tiene trayectorias de viaje significativas dentro de las facías A y facías B. Debido a que los tiempos de viaje difieren en direcciones de desfasamiento positivo y desfasamiento negativo, un análisis de velocidad se hace sobre datos de desfasamiento positivo, y un análisis de velocidad separado se hace para datos de desfasamiento negativo.

Ejemplos de eventos de reflexión de SV-P extraídos de datos de onda P por análisis de velocidad son desplegados como figuras 28? y 28B. Las figuras 28A y 28B ilustran reflexiones de SV-P extraídas de datos sísmicos de onda P de geófono vertical. La fuente sísmica fue un explosivo de agujero de disparo (una fuente de fuerza vertical). Dos recolectores o adquisiciones de señal de disparo generados en las estaciones de fuente 1007 y 1107 son desplegados después de filtración de velocidad. Para cada recolector de disparo, se hacen análisis de velocidad por separado para datos de desfasamiento positivo y datos de desfasamiento negativo. En estos ejemplos, no hay una gran diferencia entre velocidades de desfasamiento positivo y desfasamiento negativo. Como resultado, las curvaturas de reflexiones de SV-P de desfasamiento negativo son aproximadamente las mismas que las curvaturas de reflexiones de SV-P de desfasamiento positivo.

Sólo eventos de reflexión que tienen curvaturas que coinciden con velocidades de Vs descendente y velocidades de VP ascendentes apropiadas para la secuencia de rocas en donde esos datos fueron adquiridos son aceptados. Otras velocidades son rechazadas. Estos ejemplos surgen de una prospección sísmica para la cual las fuentes de energía eran fuentes de fuerza vertical, y los datos analizados fueron registrados por geófonos verticales. Análisis para dos recolectores de rastros de disparo comunes se muestran. Para cada recolector de disparo, los datos de desfasamiento positivo fueron sometidos a análisis de velocidad por separado de los datos de desfasamiento negativo. Cada análisis de velocidad rechazó eventos de reflexión que tenían velocidades que diferían por más de 20 por ciento de las velocidades usadas para crear imágenes P-SV de alta calidad a través del mismo espacio de imagen. El resultado es que las reflexiones de SV-P de alta calidad son extraídas de datos de geófono vertical tanto para datos de onda P de desfasamiento positivo como datos de onda P de desfasamiento negativo. La principal diferencia en análisis de velocidad de P-SV y SV-P en esta modalidad ilustrativa es que los análisis de velocidad de P-SV se hacen sobre datos registrados por geófonos horizontales; mientras que los análisis de velocidad SV-P se hacen sobre datos registrados por geófonos verticales.

Para hacer imágenes sísmicas a partir de los eventos de reflexión mostrados en las figuras 28A y 28B, eventos de reflexión para un número de estaciones de fuente en la prospección (v.gr., por lo menos 10, por lo menos 100, por lo menos 1000, etc.) serían generados. Los datos de eventos de reflexión entonces serían distribuidos en bins, apilados y migrados . Por ejemplo, los datos de evento de reflexión pueden ser distribuidos en bins usando estrategias de distribución en bins de CCP o ACP para definir esas coordenadas. Los datos de evento de reflexión entonces pueden ser apilados y después migrados después de apilar para generar una imagen. La migración mueve físicamente reflexiones desde donde están en tiempo de reflexión hasta dónde estarían en tiempo de imagen.

Los eventos de reflexión mostrados en las figuras 28A y 28B comprenden eventos de reflexión primarios y eventos de reflexión múltiples. Los eventos de reflexión múltiples resultan de múltiples reflexiones de ondas sísmicas causadas por reverberaciones entre interfaces de capas de la Tierra. Eventos de reflexión múltiples pueden causar que una imagen no sea situada correctamente en espacio de tiempo de viaje. Múltiples reflexiones pueden ser filtradas de los eventos de reflexión en procesamiento subsiguiente.

Los eventos de reflexión mostrados en las figuras 28A y 28B comprenden una reflexión primaria interpretada en un punto en donde los eventos de reflexión en dominios de desfasamiento negativo y desfasamiento positivo se encuentran, tal como el punto 2800. Los eventos de reflexión comprenden una reflexión múltiple interpretada en un punto en donde los eventos de reflexión en dominios de desfasamiento negativo y desfasamiento positivo no se encuentran, tal como el punto 2802.

Procesamiento de datos SV-P: construcción de imágenes de SV-P El procesamiento de datos SV-P para generar imágenes se puede hacer en un número de formas, tal como: (1) mediante distribución en bins de CCP y apilamiento e reflexiones de SV-P, seguido por migración post-apilamiento de los datos apilados, o (2) implementando migración pre-apilamiento de reflexiones de SV-P. Cada método tiene sus propios beneficios. Por ejemplo, el método 2 (migración pre-apilamiento) es un enfoque más riguroso; el método 1 (distribución en bins/apilamiento de CCP y migración post-apilamiento) es de costo más bajo. Para realizar distribución en bins y migración de CCP de datos SV-P, las coordenadas CCP de puntos de imagen SV-P son imágenes de espejo de los puntos de imagen CCP asociados con los datos de P-SV, como se ilustra en la figura 29. La estrategia de procesamiento de datos SV-P se puede basar en esta simetría de imagen de espejo de los perfiles de puntos de imagen de CCP para modos P-SV y SV-P.

Puesto que los datos SV-P de desfasamiento positivo y desfasamiento negativo tienen diferentes comportamientos de velocidad, dos pasos separados de distribución en bins/apilamiento de CCP se hacen para crear una imagen apilada de SV-P. En un primer paso, los datos de desfasamiento positivo son distribuidos en bins y apilados en una imagen usando velocidades determinadas a partir de datos de desfasamiento positivo, y en un segundo paso, los datos de desfasamiento negativo son distribuidos en bins y apilados en una segunda imagen usando velocidades determinadas a partir de datos de desfasamiento negativo. La imagen de SV-P final es la suma de estas dos imágenes. Esta misma estrategia de doble imagen puede ser implementada cuando se almacenan y apilan datos de P-SV. Las tres imágenes apiladas (imagen de desfasamiento negativo, imagen de desfasamiento positivo e imagen sumada) pueden ser migradas y usadas en aplicaciones geológicas. Como está documentado por Hardage et al. (2011) en relación con formación de imagen de P-SV, algunas características geológicas algunas veces se ven mejor en una de estas tres imágenes en sus dos imágenes acompañantes. Por lo tanto, todas las tres imágenes apiladas y migradas se pueden usar en interpretaciones geológicas.

Procesamiento de datos SV-P: método 1 —distribución en bins, apilamiento y migración post-apilamiento de CCP Algún software de procesamiento de datos sísmico comercial que puede ser comprado o arrendado por la comunidad geofísica puede calcular coordenadas de imagen de modo convertido llamadas punto de conversión asintótico, que se abrevia como ACP. Dos ejemplos son software de procesamiento de datos sísmicos Vista, vendido por Geophysical Exploration & Development Corporation, Alberta, Canadá y software de procesamiento de datos sísmicos ProMAX, vendido por Halliburton Company, Houston, Texas. Un ACP es una coordenada de imágenes ' en donde la tendencia de corregir puntos de imagen de CCP para un par de fuente-receptor especifico se vuelve cuasi-vertical (figura 29) . La geología profunda es formada en , imagen correctamente usando datos de P-SV distribuidos en bins usando coordenadas de ACP, y también sería formado en imagen correctamente por datos SV-P distribuidos en bins usando conceptos de ACP que se ajustan para datos SV-P. Sin embargo, la geología poco profunda no es formada en imagen correctamente para datos de P-SV o datos SV-P cuando los métodos de distribución en bins de ACP se usan. El distribución en bins de CCP verdadero puede producir imágenes apiladas correctas tanto de geología poco profunda como profunda para modos convertidos apropiados para migración post-apilamiento . En la figura 29, el punto de conversión asintótico para el modo P-SV es marcado ACPI, y el punto de conversión asintótico para el modo SV-P es marcado ACP2. Ningún punto de imagen es correcto excepto en donde su perfil de distribución en bins de CCP asociado es cuasi-vertical (es decir, para objetivos profundos). Como se enfatizó anteriormente, estos dos puntos de imagen son imágenes de espejo una de otra en relación con el punto medio común (punto CMP en la figura 29) para cualquier par de fuente-receptor implicado en una prospección sísmica.

Un método ilustrativo para producir distribución en bins de SV-P CCP/ACP comprende software de ajuste que realiza distribución en bins de CCP para datos de P-SV de modo que las coordenadas de fuentes y receptores son cambiados cuando se determinan coordenadas de punto de imagen. Haciendo referencia al par de fuente-receptor trazados en la figura 29, un intercambiador de coordenadas de estación tiene el efecto de mover la estación de receptor a la estación de fuente y la estación de fuente a la estación de receptor. El software usado para procesar datos P-SV entonces calculará la tendencia del punto de imagen marcado CCP2 en vez de la tendencia marcada CCP1. Usando coordenadas especificadas por el perfil CCP2 para almacenar reflexiones de SV-P extraídas de los datos de geófono vertical pueden producir imágenes de SV-P. Las imágenes de SV-P serían iguales en calidad a la que ahora se logra con datos de P-SV.

La curva CCP1 muestra la tendencia de los puntos de conversión comunes para datos de P-SV. La curva CCP2 muestra la tendencia de puntos de conversión comunes para datos SV-P. ACPI y ACP2 son puntos de conversión asintóticos para las tendencias CCP1 y CCP2, respectivamente. CCP1 y CCP2 son imágenes de espejo una de otra en relación con el punto medio común C P para el par de fuente-receptor.

Procesamiento de datos SV-P: método 2 — migración pre-api1amiento De conformidad con una modalidad alternativa, la migración pre-apilamiento puede ser para crear una imagen sísmica basada en tiempo o una imagen sísmica basada en profundidad. Haciendo referencia a la figura 30, la migración pre-apilamiento se puede hacer propagando numéricamente un campo de onda sísmico específico hacia abajo desde cada estación de fuente para iluminar objetivos geológicos, y después propagar numéricamente un campo de onda sísmico específico hacia arriba desde interfaces de reflexión a cada estación receptora.

Los campos de onda específicos usados en migración pre-apilamiento se pueden crear aplicando filtros de velocidad a datos registrados por geófonos verticales de modo que eventos de reflexión que tienen sólo un comportamiento de velocidad predeterminado permanecen después de filtrar la velocidad. Los comportamientos de velocidad predeterminados de interés son aquellos asociados con los siguientes modos sísmicos: P-P, P-SV, SV-SV y SV-P. Si los geófonos 3C se usan en combinación con una fuente de fuerza vertical, una quinta opción de filtración de velocidad es extraer eventos de reflexión SH-SH. Sin embargo, para esta última opción, la acción de filtración se aplica a datos registrados por geófonos horizontales transversales. El resultado es una imagen de interfaces geológicas vistas por cada modo sísmico específico. Para simplicidad, sólo una . estación de fuente y sólo una estación de recepción se muestran en la figura 30.

La tabla en la figura 30 considera sólo modos de onda producidos por una fuente de fuerza vertical como se describió anteriormente con referencia a las figuras 1-20 (P, SV, SH) y las respuestas de sólo geófonos verticales. Para una tierra con capas de velocidad isotrópicas, hay cinco combinaciones posibles de modos descendente (D) y ascendente (U) . Estas posibilidades son marcadas Opción 1 a Opción 5 en la tabla de la figura.

Como se indica por la tabla en la figura 30, el software de migración pre-apilamiento puede crear una imagen de SV-P si la velocidad del campo de onda descendente es aguel para un campo de onda SV de propagación y la velocidad del campo de onda ascendente es el de un campo de onda P. Ejemplos de datos SV-P que se usarían para Opción 3 de migración pre-apilamiento listados en la figura 30 (formación de imagen SV-P) se presentan en la figura 28. Para una prospección sísmica de onda P 3D, la filtración de velocidad similar a la que se hace para producir estos dos recolectores de disparo de ejemplo se harían para todos los recolectores de disparo a través de un área de prospección. Si una prospección implica 1000 estaciones de fuente, entonces 1000 recolectores de disparo de velocidad filtrada similares a los de la figura 28 se crearían. Todos los 1000 conjuntos de reflexiones de SV-P serían migradas pre-apilamiento hacia abajo a través de un modelo de tierra que tiene capas de velocidades SV y después migrado hacia arriba a través de un modelo de Tierra que tiene capas de velocidades de onda P.

En la figura 30, una distribución de tiempo-espacio de velocidades para un modo sísmico específico se define de manera que un campo de onda descendente específico (D) se puede propagar a través de este modelo de velocidad de tierra desde cada estación de fuente para iluminar objetivos. Una segunda distribución de tiempo-espacio de velocidades para un segundo modo sísmico específico es entonces impuesta para propagar el campo de onda ascendente reflejado específico (U) a cada estación de receptor. Las combinaciones de velocidades descendente y ascendente se pueden implementar para una fuente de fuerza vertical y geófonos verticales son listados en la tabla de la figura 30.

Procesamiento de datos SV-P - determinación de velocidad de onda S Para calcular cualquiera de los perfiles de distribución en bins de CCP mostrados en la figura 29, el sistema de procesamiento está configurado para determinar la velocidad de onda S dentro de la geología que está siendo formada en imagen. Si la opción alternativa de crear imágenes de modo convertido con técnicas de migración pre-apilamiento se usa (figura 30), el sistema de procesamiento es configurado para generar estimados confiables de velocidades de onda S dentro de las rocas que son iluminadas por los datos sísmicos. La determinación de la velocidad de onda S para calcular puntos imagen SV-P se pueden hacer de la misma manera que las velocidades de formación de imagen de onda S se determinan para datos de P-SV. Los métodos para determinar la velocidad de onda S para calcular puntos de imagen de modo convertido comprenden: 1. Usar datos de perfil sísmico vertical de 3 componentes (VSP) adquiridos locales al área de imagen sísmica para calcular valores de intervalo de velocidades VP y vs. 2. Usar datos de registro sónico dipolar adquiridos locales al espacio de imagen sísmico para determinar velocidades VP y Vs . 3. Combinar mediciones de laboratorio de relaciones de velocidad VP/VS para tipos de roca como aquellos que están siendo formados en imagen con estimados de base sísmica de velocidades de onda P para calcular velocidades de ondas S. 4. Calcular perfiles de distribución en bins de CCP para una variedad de relaciones de velocidad VP/VS, hacer pilas separadas de datos de modo convertido para cada tendencia de CCP, y examinar la serie de datos apilados para determinar qué perfiles de CCP producen la imagen de mejor calidad .

Cualquiera de estos métodos proveerá velocidades de onda S confiables para usarse para distribución en bins de datos SV-P. Se pueden usar métodos alternativos.

Comparación de datos SV-P con datos P-SV Esta solicitud muestra que hay varias similitudes entre datos SV-P y datos P-SV, de acuerdo con algunas modalidades ilustrativas. También hay diferencias entre los dos modos de onda, de conformidad con algunas modalidades ilustrativas. Algunas de estas similitudes y diferencias se listan en la tabla mostrada en la figura 31. Las similitudes entre los datos SV-P y P-SV incluyen los puntos 1, 5 y 6 (misma fuente de energía, misma estrategia de análisis de velocidad y mismo comportamiento de velocidad de movimiento normal (NMO) ) . Las diferencias incluyen los puntos 2, 3, 4 y 7 (diferentes receptores, diferentes coordenadas de imagen, diferentes · perfiles de CCP y diferente comportamiento de polaridad) .

Aparatos de procesamiento de datos SV-P Haciendo referencia ahora a la figura 32, se describirá un sistema de procesamiento de datos para procesar datos SV-P. El sistema 3200 está configurado para extraer datos de cizallamiento SV a partir de respuestas de sensor vertical. El sistema 3200 comprende un sistema de cómputo digital 3202, tal como una computadora personal, servidor UNIX, estación de trabajo individual, clúster de alta tecnología de estaciones de trabajo, u otro sistema o sistemas de cómputo. El sistema 3202 comprende suficiente potencia de procesamiento para procesar grandes cantidades de datos sísmicos complejos. Un dispositivo de almacenamiento en masa 3204 u otra memoria se acopla al sistema de cómputo digital 3202, que está configurado para recibir datos desde los registradores de campo o sensores almacenados en un medio digital 3202, tal como una tarjeta de memoria, disco duro u otro dispositivo de memoria. El dispositivo de almacenamiento en masa 3204 está configurado para descargar o recibir los datos sísmicos de componentes múltiples a partir de medios digitales 3206 y almacenar los datos en una base de datos.

En esta modalidad, el medio digital 3206 comprende datos recuperados de un sensor vertical usando un registrador o receptor de campo. Los datos en el medio digital 3206 pueden haber sido adquiridos recientemente o días, meses o años anteriores. Los datos pueden haber sido registrados usando un sensor de fuerza vertical que tiene un tiempo de escucha suficiente, por ejemplo de por lo menos 5 segundos, por lo menos 8 segundos, por lo menos 10 segundos u otros periodos de tiempo. Los datos pueden haber sido adquiridos sin la expectativa de recuperar datos SV-P por la entidad que maneja adquisición de datos y sin conocimiento de la presencia de datos SV-P en los datos adquiridos a partir de reflexiones sísmicas.

Los elementos restantes en la figura 32 pueden comprender cualquiera de las modalidades descritas anteriormente con referencia a la figura 19, u otros componentes. La biblioteca de software 3212 puede comprender algoritmos de procesamiento configurados para procesar los datos de conformidad con cualquiera de los principios descritos anteriormente, por ejemplo con referencia a las figuras 21-31 y las figuras 34 y 35 siguientes.

Adquisición de datos SV-P Haciendo referencia ahora a la figura 33, un diagrama del sistema de adquisición de datos 3300 y método para adquirir datos SV-P desde una fuente de fuerza vertical usando sensores basados en superficie se describirá. Una fuente sísmica de fuerza vertical 3302 está dispuesta en, cerca de o dentro de una depresión poco profunda de la superficie de la Tierra 3304, que puede comprender capas o porciones de velocidad relativamente alta o capas o porciones de velocidad relativamente baja. La fuente 3302 está configurada para impartir una fuerza vertical a la superficie 3304 para proveer ondas sísmicas al medio de la Tierra 3306. La fuente 3302 puede comprender un vibrador vertical, explosivo de agujero de disparo, impactador vertical, pistola de aire, arrojador o apisonador de peso vertical, y/u otras fuentes de fuerza vertical. En este ejemplo, la fuente de fuerza vertical 3302 produce modo P de compresión y ambos modos de cizallamiento fundamentales (SH y SV) en la Tierra 3306 directamente en un punto de aplicación 3308 de la fuente de fuerza vertical. En esta modalidad, por lo menos algunas de las ondas de cizallamiento SH y SV son generadas en la fuente 3302 y no por conversión de subsuperficie causada por porciones del medio de la Tierra 3306. Las ondas de frecuencia se pueden proveer en un. barrido de frecuencia o un impulso de banda ancha individual. Una fuente de fuerza vertical se puede usar sin ninguna fuente de fuerza horizontal .

Un sensor sísmico 3310 es a lo largo de la superficie de la Tierra, que puede incluir estar dispuesto en, cerca de, o dentro de una depresión de la superficie de la Tierra 3304. Por ejemplo, en una modalidad, agujeros poco profundos pueden ser perforados y sensores 3310 desplegados en los agujeros para evitar ruido del viento, ruido producido por agua de lluvia, etc. El sensor 3310 está configurado para detectar o captar modos de onda ascendentes, reflejados desde sectores de subsuperficie , formaciones, objetivos de interés, etc. En esta modalidad, el sensor 3310 puede comprender un sensor de respuesta vertical (ya sea un paquete de un solo componente o de 3 componentes) configurado para- detectar modos de compresión P, como se describe aquí, otros modos tales como SV-P (v.gr., SV-P directo). En una modalidad, el sensor 3310 puede comprender un sensor de respuesta vertical sin sensores de respuesta horizontal, por ejemplo un solo sensor de respuesta vertical. Varios arreglos y configuraciones de fuentes 3302 y sensores 3310 pueden ser implementados en diferentes modalidades.

Los elementos restantes en la figura 32 pueden comprender cualquiera de las modalidades descritas anteriormente con referencia a la figura 17, u otros componentes.

Procesamiento de datos en superficie de la Tierra de baja velocidad Haciendo referencia ahora a figura 34, se describirá un diagrama de flujo que ilustra un método 3400 de procesamiento de datos de sensor vertical para superficie de la Tierra de baja velocidad. El método puede ser operable en uno o más circuitos de procesamiento, tales como sistema de cómputo digital 3202. El método 3400 puede usar técnicas similares a aquellas descritas anteriormente con referencia a la figura 20, que contiene explicación adicional de algunos de los procedimientos de procesamiento descritos en la figura 34. En un bloque 3402, se provee un circuito de procesamiento con modos P-P y SV-P mixtos en datos de sensor vertical de pasos de adquisición descritos anteriormente. En el bloque 3404, el circuito de procesamiento está configurado para o programado para segregar, separar o de otra manera remover datos de modo P-P y SV-P para aplicar filtros de velocidad para rechazar o filtrar velocidades de propagación de modo de onda inapropiadas .

En un bloque 3406, el circuito de procesamiento está configurado para determinar NMO, velocidades de apilamiento y/o migración para modos P-P y SV-P. Análisis de velocidad separados se harían para datos S'V-P de desfasamiento positivo y para datos SV-P de desfasamiento negativo. Si no hay variación lateral en velocidades P y SV alrededor de una estación de fuente, no hay necesidad de hacer análisis de velocidad de SV-P separadas - un análisis de velocidad para datos de desfasamiento positivo y una segunda velocidad para datos desfasamiento negativo. En la Tierra de velocidad uniforme simple, reflexiones de SV-P de desfasamiento positivo y reflexiones de SV-P de desfasamiento negativo tienen las mismas curvaturas de velocidad, y un análisis de velocidad hecho en un dominio de desfasamiento se puede usar para el dominio de desfasamiento de azimut opuesto. Sin embargo, es raro que no haya variaciones laterales en velocidades de P y SV alrededor de una estación de fuente como se ilustra en la figura 27. Cuando velocidades de capa varían lateralmente por cualquier razón, los datos SV-P de desfasamiento positivo y desfasamiento negativo pasarían por análisis de velocidad separados como se describió anteriormente usando la figura 27. Para asegurar que se consideren las variaciones de velocidad laterales, los datos de modo convertido son procesados como dos conjuntos de datos separados. Un conjunto de datos implica sólo datos de desfasamiento positivo, y el segundo conjunto de datos implica sólo datos de desfasamiento negativo.

En un bloque 3408, se aplican correcciones estáticas para mejorar la alineación de reflector. Estas correcciones implican desplazamientos de tiempo de datos adquiridos en cada estación de fuente y receptor.

Puesto que estos desplazamientos de tiempo se aplican al trazo de datos entero, son denominados correcciones estáticas para diferenciarlos de ajustes de tiempo dinámicos hechos por otros procesadores. Una corrección estática elimina diferencias de tiempo causadas por variaciones en elevaciones de estación al ajusfar a tiempo cero en cada trazo de datos para mover matemáticamente todas las estaciones de fuente y receptor a un plano de datos común. Una segunda corrección estática elimina diferencias de tiempo causadas por diferentes velocidades que son locales a diferentes estaciones de fuente y receptor. El resultado final de estas correcciones estáticas es una mejora en continuidad de reflexión.

En un bloque 3410, cualquiera de los procedimientos de rechazo de ruido se puede aplicar a los datos para mejorar la relación de señal a ruido. Algunas opciones de rechazo al ruido pueden ser filtros de frecuencia simples. Otras pueden ser tau-p, f-k más sofisticadas o procedimientos de deconvulción . En el bloque 3410, la atenuación de múltiples se puede aplicar para atenuar ruido atribuible a los múltiples .

Como se describe, están disponibles múltiples métodos para procesar los datos para identificar datos de modo SV-P y usarlos para generar una imagen, tales como el método 1 y el método 2 descritos anteriormente. Si se usa el método 1, en el bloque 3412, el circuito de procesamiento está configurado para apilar (o sumar) datos de desfasamiento positivo de P-P, SV-P y datos de desfasamiento negativo de SV-P por separado usando ya sea coordenadas CCP o coordenadas ACP. En un bloque 3414, el circuito de procesamiento está configurado para sumar pilas de desfasamiento positivo de SV-P y de desfasamiento negativo SV-P. El bloque 3414 puede usar un proceso de distribución en bins de CCP. En el bloque 3416, el circuito de procesamiento está configurado para migrar datos pre-apilamiento para hacer cuatro imágenes: una imagen P-P, una imagen de desfasamiento positivo SV-P, una imagen de desfasamiento negativo SV-P y una imagen sumada SV-P.

Si se usa el método 2, en un bloque 3420, el circuito de procesamiento está configurado para realizar migraciones pre-apilamiento separadas de datos de desfasamiento positivo P-P, SV-P y datos de desfasamiento negativo SV-P y, en un bloque 3422, se suman imágenes de desfasamiento positivo de SV-P y desfasamiento negativo de SV-P.

En el bloque 3418, un operador ve las imágenes creadas por cualquiera o ambos del método 1 y método 2 y hace una determinación en cuanto a si es aceptable la calidad de imagen. Si no lo es, el proceso regresa, por ejemplo al bloque 3406 para procesamiento posterior. Un operador puede ajusfar correcciones estáticas, recalcular velocidades, etc. Alternativamente, el bloque 3418 puede ser automatizado para no requerir que una persona haga la determinación, sino más bien para hacer que el circuito de procesamiento haga la determinación con base en ciertas metas de imágenes.

Procesamiento de datos en superficie de la Tierra de alta velocidad Haciendo referencia ahora a la figura 35, un diagrama de flujo que ilustra un método 3500 de procesamiento de datos de sensor vertical para superficie de la Tierra de alta velocidad se describirá. El método 3500 puede usar técnicas similares a aquellas descritas anteriormente con referencia a las figuras 20 y 34, que contienen explicación adicional de algunos de los procedimientos de procesamiento descritos en la figura 35. Como se explicó anteriormente, en las situaciones de superficie de la Tierra de alta velocidad, datos de SV ascendentes pueden ser detectados por una fuente de fuerza vertical, lo que significa que los datos que pueden ser procesados en las imágenes ahora incluyen el modo SV-SV y el modo P-SV.

En un bloque 3502, un circuito de procesamiento se provee con modos mixtos de P-P, SV-SV, P-SV y SV-P en datos de sensor vertical a partir de pasos de adquisición descritos anteriormente. En el bloque 3504, el circuito de procesamiento está configurado para o programado para segregar, separar o de otra manera eliminar datos de modo P-P, SV-SV, P-SV y SV-P al aplicar filtros de velocidad para rechazar o filtrar velocidades de propagación de modo de onda inapropiadas .

En un bloque 3506, el circuito de procesamiento está configurado para determinar NMO, velocidades de apilamiento y/o migración para modos P-P, SV-SV, P-SV y SV-P. Los análisis de velocidad separados son requeridos para datos de P-SV y SV-P de desfasamiento positivo y datos de P-SV y SV-P de desfasamiento negativo.

En un bloque 3508, se aplican correcciones estáticas para mejorar alineación de reflector, como se describe con referencia al bloque 3408. En un bloque 3510, cualquiera de muchos procedimientos de rechazo de ruido se puede aplicar a los datos para mejorar la relación de señal a ruido. Algunas opciones de rechazo de ruido pueden ser filtros de frecuencia simple. Otros pueden ser tau-p, f-k más sofisticados o procedimientos de deconvolución . En el bloque 3510, múltiple atenuación se puede aplicar para reducir ruido atribuible a los múltiples.

Como se describió, están disponibles múltiples métodos para procesar los datos para identificar datos de modo SV-P y usarlo para generar una imagen, tal como el método 1 y método 2 descritos anteriormente. Si se usa el método 1, en un bloque 3512, el circuito de procesamiento está configurado para apilar (o sumar) , datos de desfasamiento positivo de P-P, SV-P y datos de desfasamiento negativo de SV-P y datos de desfasamiento positivo de P-SV y datos de desfasamiento negativo de P-SV, cada uno para ser apilado por separado. En un bloque 3514, el circuito de procesamiento está configurado para sumar pilas de desfasamiento positivo de SV-P y desfasamiento negativo SV-P y sumar por separado pilas de desfasamiento positivo P-SV y desfasamiento negativo P-SV. En un bloque 3615, el circuito de procesamiento está configurado para migrar datos post-apilamiento para hacer ocho imágenes: una imagen P-P, una imagen de desfasamiento positivo SV-P, una imagen de desfasamiento negativo SV-P, una imagen SV-SV, una imagen de desfasamiento positivo P-SV, una imagen de desfasamiento desfasamiento negativo P-SV, una imagen sumada P-SV y una imagen sumada SV-P.

Si se usa el método 2, en un bloque 3520, el circuito de procesamiento está configurado para realizar migraciones pre-apilamiento separadas de datos de desfasamiento positivo P-P, SV-SV, SV-P y P-SV y datos de desfasamiento negativo de SV-P y P-SV y, en un bloque 3522, sumar las imágenes de desfasamiento positivo SV-P y desfasamiento negativo SV-P.

En el bloque 3518, un operador ve las imágenes creadas por cualquiera o ambos del método 1 y método 2 y hace una determinación en cuanto a si la calidad de imagen es aceptable. Si no lo es, el proceso regresa, por ejemplo al bloque 3506 para procesamiento posterior. Un operador puede ajustar correcciones estáticas, recalcular velocidades, etc. Alternativamente, el bloque 3518 puede ser automatizado para no requerir que una persona haga la determinación, sino más bien para hacer que el circuito de procesamiento haga la determinación con base en ciertas metas de imagen.

Como se ilustra en la comparación de las figuras 20, 34 y 35, no es necesario en los métodos de las figuras 34 y 35 cambiar la polaridad de datos de azimut negativo para concordar con la polaridad de datos de azimut positivo cuando se trata con datos de sensor vertical. También, no es necesario realizar dos análisis de velocidad separados cuando se procesan datos de modo convertido como en los métodos de la figura 20 porque la formación de imagen se basa en conceptos de punto medio comunes, no en conceptos de punto de conversión común que se usa en los métodos de las figuras 34 y 35. En los métodos de las figuras 34 y 35, un análisis de velocidad se hace para datos de azimut positivo y un segundo análisis se hace para datos de azimut negativo (como se explica con referencia a la figura 27) .

Varias modalidades descritas aquí pueden incluir o ser implementadas en conexión con medios legibles por computadora configurados para almacenar instrucciones ejecutables por máquina en los mismos y/o uno o más módulos, circuitos, unidades u otros elementos que pueden comprender componentes de circuito análogos y/o digitales (v.gr., un procesador u otro circuito de procesamiento) configurados, dispuestos o programados para realizar uno o más de los pasos mencionados aquí. A manera de ejemplo, un medio legible por computadora puede incluir medios no transitorios tales como RAM, ROM, CD-ROM u otro almacenamiento en disco óptico, almacenamiento en disco magnético, memoria instantánea o cualquier otro medio no transitorio capaz de almacenar y proveer acceso a instrucciones ejecutables por máquina deseada. El uso de circuito o módulo aquí significa que abarca ampliamente cualquiera o más de los componentes de circuito discretos, componentes de circuito análogos y/o digitales, circuitos integrados, dispositivos de estado sólido y/o porciones programadas de cualquiera de los anteriores, incluyendo microprocesadores, microcontroladores, ASICs, lógica programable u otros dispositivos electrónicos.

Aunque los dibujos detallados, ejemplos específicos y formulaciones particulares dadas describen modalidades ilustrativas, tienen el propósito de ilustración únicamente. Las configuraciones de hardware y software mostradas y descritas pueden diferir dependiendo de las características de rendimiento escogidas y características físicas de los dispositivos de cómputo. Los sistemas mostrados y descritos no se limitan a los detalles y condiciones precisos descritos. Además, otras sustituciones, modificaciones, cambios y omisiones se pueden hacer en el diseño, condiciones de operación y disposición de las modalidades ilustrativas sin apartarse del alcance de la presente descripción como se expresa en las reivindicaciones anexas.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método de procesamiento de datos sísmicos obtenidos usando un receptor basado en superficie configurado para medir el movimiento vertical de la Tierra, que comprende : recuperar datos sísmicos de un dispositivo de almacenamiento, los datos sísmicos comprendiendo datos P-P y datos de modo de cizallamiento, en donde los datos P-P y los datos de modo de cizallamiento fueron ambos recibidos en un receptor basado en superficie configurado para medir el movimiento vertical de la Tierra para generar los datos sísmicos ; procesar los datos sísmicos para extraer los datos de modo de cizallamiento; y generar una imagen de modo de cizallamiento basada en los datos de modo de cizallamiento extraídos.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos de modo de cizallamiento comprenden datos SV-P.

3. El método de conformidad con la reivindicación 2 , en donde el procesamiento comprende distribución en bins de punto de conversión común de los datos SV-P.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, en donde el procesamiento comprende apilar las reflexiones de SV-P distribuidas en bins.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde la distribución en bins y apilamiento se hacen por separado para datos SV-P de desfasamiento positivo y datos SV-P de desfasamiento negativo.

6. El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde el procesamiento comprende la migración de las reflexiones de SV-P después del apilamiento.

7. El método de conformidad con la reivindicación 2, en donde el procesamiento comprende generar datos de punto de conversión asintótico basados en los datos SV-P.

8. El método de conformidad con la reivindicación 2, en donde el procesamiento comprende migración de los datos SV-P pre-apilamiento .

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos de modo de cizallamiento son datos de SV-SV.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos 'de modo de cizallamiento son datos de P-SV.

11. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos P-P y los datos de modo de cizallamiento fueron ambos recibidos en el receptor basado en superficie sin el uso de geófonos de múltiples componentes.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos P-P y los datos de modo de cizallamiento fueron ambos recibidos en el receptor basado en superficie sin el uso de geófonos configurados para medir el movimiento horizontal de la Tierra.

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos sísmicos representan datos recibidos a través de una formación de Tierra de alta velocidad cerca del receptor .

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde los datos sísmicos representan datos recibidos a través de una formación de Tierra de baja velocidad cerca del receptor .

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el receptor es un receptor vertical.

16. Un método de generación de datos de reflexión de SV-P a partir de datos sísmicos de onda P de geófono vertical, que comprende: recuperar datos sísmicos de un dispositivo de almacenamiento generados por una fuente y recibidos por el geófono vertical, los datos comprendiendo datos en modo de SV-P; filtrar la velocidad de los datos sísmicos, en donde la filtración de velocidad se hace por separado para datos de desfasamiento positivo y datos de desfasamiento negativo para crear datos de reflexión de SV-P; y emitir datos de reflexión basados en los datos de reflexión de SV-P.

17. El método de conformidad con la reivindicación 16, en donde los datos sísmicos fueron generados por una fuente explosiva.

18. El método de conformidad con la reivindicación 17, en donde los datos de modo SV-P fueron recibidos por el geófono vertical sin el uso de geófonos con una respuesta de geófono horizontal.

19. Un sistema para el procesamiento de datos sísmicos obtenidos usando un receptor basado en superficie, que comprende: un dispositivo de almacenamiento para almacenar datos sísmicos que comprende datos P-P y datos de modo de cizallamiento, en donde los datos P-P y los datos de modo de cizallamiento fueron ambos recibidos en un receptor basado en superficie para generar los datos sísmicos; un circuito de procesamiento configurado para procesar los datos sísmicos para extraer los datos de modo de cizallamiento y para generar una imagen de modo de cizallamiento basado en los datos de modo de cizallamiento extraídos .

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, en donde los datos de modo de cizallamiento comprenden datos SV-P.

21. El método de conformidad con la reivindicación 20, en donde el procesamiento comprende distribución en bins de punto de conversión común de los datos SV-P.

22. El método de conformidad con la reivindicación 21, en donde el procesamiento comprende apilar las reflexiones de SV-P distribuidas en bins.

23. El método de conformidad con la reivindicación 22, en donde la distribución en bins y apilamiento se hacen por separado para datos SV-P de desfasamiento positivo y datos SV-P de desfasamiento negativo.

24. El método de conformidad con la reivindicación 22, en donde el procesamiento comprende la migración de las reflexiones de SV-P después del apilamiento.

25. El método de conformidad con la reivindicación 20, en donde el procesamiento comprende generar datos de punto de conversión asintótico basados en los datos SV-P.

26. El método de conformidad con la reivindicación 20, en donde el procesamiento comprende migración de los datos SV-P pre-apilamiento .

27. El método de conformidad con la reivindicación 19, en donde los datos de modo de cizallamiento comprenden datos de SV-SV.

28. El método de conformidad con la reivindicación 19, en donde los datos de modo de cizallamiento comprenden datos de P-SV.

29. El método de conformidad con la reivindicación 19, en donde los datos P-P y los datos de modo de cizallamiento fueron ambos recibidos en el receptor basado en superficie sin el uso de geófonos de múltiples componentes.

30. El método de conformidad con la reivindicación 19, en donde los datos sísmicos fue adquiridos por lo menos un año antes del procesamiento.

31. El método de conformidad con la reivindicación 19, en donde los datos sísmicos se basan en reflexiones de las ondas sísmicas de sólo una fuente de fuerza vertical, en donde la fuente de fuerza vertical se selecciona del grupo que consiste de un vibrador vertical, un impacto vertical o fuente explosiva.