INSTITUTOPOLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELASUPERIORDEINGENIERIAYARQUITECTURA CIENCIASDELATIERRA
GEOFÍSICA
SECUENCIA DE PROCESAMIENTO Y MIGRACION “Pre-STM” DE DATOS SISMICOS MARINOS
TESIS PARA OBTENER EL GRADO DE INGENIEROS GEOFISICOS
PRESENTAN:
ROBERTO CARLOS MORENO HERNANDEZ JUAN ADRIAN MORENO HERNANDEZ
ASESOR EXTERNO:
ING. JUAN JOSE GOMEZ PALACIOS ASESOR INTERNO:
ING. GABRIELA DE LOS SANTOS CANO
25/MARZO/2014
LISTADODEFIGURAS
Figura 1. Arreglo del patrón de adquisición………... 4
Figura 2. Representación de la ley de Snell……….……7
Figura 3. Punto medio común (CMP)……….…...8
Figura 4. Esquema básico de la emisión de y recepción de los rayos reflejados en las distintas capas reflectoras……9
Figura 5. Esquema básico de la representación de CMPs……… 9
Figura 6. Representación básica de una sección sísmica………10
Figura 7. Esquema básico de algunos tipos de ruido sísmico………...11
Figura 8. Ilustración básica del funcionamiento de adquisición marina………... 12
Figura 9. Geometría fuentes – receptores………..13
Figura 10. Diagrama de cobertura simple………...13
Figura 11. Diagrama de cobertura múltiple (combinaciones de fuentes y receptores)………14
Figura 12. Ilustración de filtro pasa-banda………..15
Figura 13. Ilustración de filtro corte-bajo……….16
Figura 14. Ilustración de filtro corte alto………..16
Figura 15. Ilustración de filtro notch……….17
Figura 16. Ilustración de filtro butterworth….………..18
Figura 17. Separación de la señal y ruido en dominio F-K...19
Figura 18. Ilustración de señal-ruido en dominio F-K...19
Figura 19. Ilustración de filtro en abanico dominio...20
Figura 20. Ilustración de filtro quirúrgico...20
Figura 21. Decaimiento de la amplitud...21
Figura 22. Modelo básico de la perdida de amplitud debido a la transmisión de energía en un material con velocidad constante. ...22
Figura 23. Curva de recuperación de amplitud...22
Figura 24. Recuperación de amplitudes en función del tiempo...23
i
Figura 25. Esquema básico del efecto de burbuja...23
Figura 26. Esquema del comportamiento de la velocidad de cada capa...24
Figura 27. Esquema básico de la deconvolución...26
Figura 28. Autocorrelación de la ondícula de la fuente...27
Figura 29. Autocorrelación de la respuesta impulsiva de la tierra...27
Figura 30. Autocorrelación de la traza sísmica...27
Figura 31. Mute para suprimir los impulsos tardíos...28
Figura 32. Deconvolución blanca en el dominio de la frecuencia...29
Figura 33. Espectro blanco...29
Figura 34. Obtención del operador del espectro...30
Figura 35. Obtención de la traza deconvolucionada...30
Figura 36. Autocorrelación de la traza sísmica...31
Figura 37. Esquema del gap y la parte activa del operador...32
Figura 38. Representación de los espectros de amplitud...32
Figura 39. Espectro de amplitud...33
Figura 40. Supresión de reverberaciones...33
Figura 41. Atenuación de las reverberaciones preservando la curva lisa...34
Figura 42. Representación de un operador de deconvolución...34
Figura 43. Esquema básico del arreglo de la fuente y streamer...35
Figura 44. Representación básica de CMP en adquisición sísmica...36
Figura 45. Esquema básico de la aplicación de la corrección NMO...37
Figura 46. Esquema básico de la transformada de Radón...39
Figura 47. Esquema básico de la transformada inversa al dominio t-x………..39
Figura 48. Representación de la suma o apilamiento de la señal sísmica...40
Figura 49. Esquema de la posición del punto de reflejo antes y después de migrar...42
ii
Figura 50. Dato de entrada después de aplicar filtro F-K, Línea 24/SP 10201………....44
Figura 51. Dato de salida con atenuación de la baja frecuencia, Línea 24/SP 10201...45
Figura 52. Diferencia del dato de entrada vs dato de salida, Línea 24/SP 10201………...45
Figura 53. Espectro del ruido lineal en dominio F-K...46
Figura 54. Dato de entrada, Línea 24/SP 10201...47
Figura 55. Dato de salida con atenuación del ruido lineal, Línea 24/SP 10201...47
Figura 56. Diferencia del dato de entrada vs dato de salida, Línea 24/SP 10201………...47
Figura 57. Espectro de amplitud después de los 2 procesos aplicados………48
Figura 58. Dato de entrada con filtro F-K y atenuación de bajas frecuencias, Línea 24/ SP10207………..48
Figura 59. Dato de salida con corrección por divergencia esférica de parámetro n=1.2………...49
Figura 60. Stack 2D del dato de entrada, Línea 24-G1/C6………..49
Figura 61. Stack 2D del dato de salida con la atenuación del ruido lineal y de bajas frecuencias, Línea 24 – G1/C6 ...50
Figura 62. Diferencia entre dato de entrada vs dato de salida, Línea 24- G1/C6...50
Figura 63. Mapa de amplitud de entrada………….………51
Figura 64. Mapa de amplitud de salida………51
Figura 65. De lado izquierdo se muestra el operador calculado y de lado derecho la representación de la ondícula estimada………52
Figura 66. Conversión de fase en las trazas: Imagen superior fase mínima e imagen inferior conversión del dato a fase cero………53
Figura 67. Entrada. Stack 2D sin deconvolución predictiva, Línea 24- G1C6………..54
Figura 68. Salida, Stack 2D con deconvolución predictiva, Línea 24- G1C6………...54
Figura 69. Mapa de amplitud antes de la corrección por huella de adquisición………56
Figura 70. Mapa de amplitud después de aplicar la corrección por huella de adquisición……….56
Figura 71. Esquema básico para el modelado de ruido lineal de acuerdo a DTCUTS y DTCUTE………...57
iii
Figura 72. Dato de entrada, Línea 24/SP 10127………58
Figura 73. Dato de salida con atenuación del ruido lineal remanente, Línea 24/SP 10127………...58
Figura 74. Diferencia entre el dato de entra vs dato de salida, Línea 24/SP 10127………59
Figura 75. Stack 2D del dato de entrada, Línea 24-G1/C6………..59
Figura 76. Stack 2D del dato de salida con atenuación del ruido lineal remanente, Línea 24-G1/C6………..59
Figura 77. Diferencia entre el dato de entrada vs dato de salida, Línea 24 –G1/C6………...60
Figura 78. Esquema básico para el modelado de parábolas de acuerdo a DTKEEPS y DTKEEPE………61
Figura 79. Gathers de entrada, Inline 10400………..62
Figura 80. Gathers de salida con atenuación de múltiples, Inline 10400………...62
Figura 81. Diferencia entre Gathers de entrada vs Gathers de Salida, Inline 10400………..63
Figura 82. Entrada, Stack 3D con velocidad del agua (1500 m/s) para evidenciar el múltiple del fondo marino, Inline 10400………...63
Figura 83. Salida, Stack 3D de salida con atenuación del múltiple de fondo marino, Inline 10400………..63
Figura 84. Diferencia entre el Stack 3D de entrada vs Stack 3D de salida, Inline 10400………...65
Figura 85. Entrada, Plano de offset 3 (600m) con Binning y NMO parcial, Inline 10400………66
Figura 86. Salida., Plano de offset 3 (600m) con el proceso de regularización e interpolación de las trazas faltantes, Inline 10400………..66
Figura 87. a) Coordenadas de los CMPs antes de la regularización…..………67
Figura 88. Coordenadas de los CMPs después de la regularización……….67
Figura 89. Mapa de fold antes de la regularización………...68
Figura 90. Mapa de fold después de la regularización………...69
Figura 91. Entrada, Plano de offset 2 (450m), Inline 10450………...69
Figura 92. Salida, Plano de offset 2 (450m) con atenuacion de ruido de baja frecuencia, inline 10450………70
Figura 93. Diferencia entre plano de offset 2 de entrada vs plano de offset 2 de salida,Inline 10450……….70
Figura 94. Imagen del espectro de amplitud. Línea roja corresponde al dato de entrada y línea azul al dato de salida. ………71
iv
Figura 95. Entrada, Plano de offset 2 (450m), Inline 10450………...71
Figura 96. Salida, Plano de offset 2 (450m), Inline 10450………72
Figura 97. Diferencia entre plano de offset 2 de entra vs plano de offset 2 de salida,Inline 10450………..72
Figurara 98. Espectro de amplitud en dirección inline. Línea roja corresponde al dato de entrada y línea azul al dato de salida………73
Figura 99. Entrada, Plano de offset 2 (450m), Crossline 15864………73
Figura 100. Salida, Plano de offset 2 (450m) con atenuación de ruido aleatorio, Crossline 15864………..73
Figura 101. Diferencia entre la entrada y salida del plano de offset 2, Crossline 15864………74
Figura 102. Espectro de amplitud en dirección crossline. Línea roja corresponde al dato de entrada y línea azul al dato de salida………...75
Figura 103. Plano de offset 2 (450m) migrado, Inline 10430 ……….75
Figura 104. Dato corregido por la migración, Inline 10430/ Crossline 17174-17185………...75
Figura 105. Sección sísmica migrada final, Inline 10430………..76
Figura 106. Sección sísmica migrada final (zoom), Inline 10430………76
LISTADO DE TABLAS Tabla 1.Rangos de inline por Swaths...60
Tabla 2.Clases de offsets cada 150 m………..64
v
ÍNDICE
Listado de figuras………...i
Listado de tablas………v
Resumen………..…….. Abstract………... 1. Introducción………..1
1.1 Objetivo………2
1.2 Equipo de adquisición marina utilizado………..3
1.3 Recursos utilizados………...5
2. Método Sísmico………6
2.1 Principio Básico….………...7
2.2 Sísmica de reflexión...8
2.3 Adquisición Marina………12
3. Marco teórico………..14
3.1 Filtros………...15
3.2 Correcciones de amplitud………....20
3.3 Debubble………....23
3.4Deconvolución……….24
3.4.1 Tipos de deconvolución………..26
3.5Correcciones estáticas………..35
3.6 Ordenamiento CMP………..36
3.7Corrección dinámica (NMO)……….37
3.8 Transformada de radón………....38
3.9 Apilamiento...40
3.10Migración en tiempo……….41
vi
4. Secuencia de procesamiento………43
4.1 Atenuación de ruido de bajas frecuencias, atenuación de ruido lineal y corrección debido a la divergencia esférica………44
4.2Atenuación de la firma de la fuente……….51
4.3Deconvolución predictiva para atenuación de múltiples de periodo corto...54
4.4Corrección de amplitudes por huella de adquisición………55
4.5 Atenuación del ruido lineal remanente………..56
4.6 Atenuación de múltiples usando modelado de parábolas por CMPs…………..60
4.7 Binning y Regularización del dato sísmico por plano de offset………64
4.8 Atenuación de ruido de baja frecuencia por filtrado proyectivo………68
4.9 Atenuación de ruido aleatorio por filtrado proyectivo 3D………...70
4.10 Migración Pre-Apilado en Tiempo con algoritmo de Kirchhoff………...74
5. Conclusiones...77
5.1 Recomendaciones………...78
5.2 Bibliografía……….79
vii
i
ii
iii
iv
AGRADECIMIENTOS
Agradecemos a CGG, PEMEX y en especial Juan José Gómez, Mario Navarro, Regis L´Houtellier y Lularyde Moreno.
Agradecemos a todos los profesores que nos brindaron su conocimiento.
Agradecimientos especiales a mi señora madre Lorenza Hernández Méndez, José Daniel Montes Hernández y a toda nuestra familia (en especial a la familia Aguayo), tíos, primos, sobrinos, abuelos y amigos.
Y por último agradecemos muy especialmente a dios como responsable de todo lo que somos.
RESUMEN
Los capítulos de la memoria se han organizado en vistas a facilitar la comprensión de la misma:
En el capítulo i contiene la introducción y objetivo de la tesis. Así mismo se recopila la información del equipo de adquisición sísmica que realizó el estudio sísmico de donde fueron tomados los datos que se manejaran y recursos utilizados para la elaboración de la secuencia de proceso.
El capítulo ii se ha incorporado a modo de introducción al método sísmico y su principio básico para dar pie a la explicación de la sísmica de reflexión e información sobresaliente sobre el método de adquisición sísmica marina
En el capítulo iii se recoge la información teórica sobre las etapas de procesamiento así como la relacionada directamente con las etapas.
El capítulo iv es la exposición de la secuencia de procesamiento sísmico de los datos que se manejaron para convertir los registros sísmicos de campo en una sección Sísmica de reflexión. Como se verá, esta secuencia incluye varias etapas y en cada una pueden aplicarse muchos algoritmos específicos dependiendo de las necesidades del estudio.
Todas las conclusiones extraídas del trabajo se hallan recogidas en el capítulo v de conclusiones. Así mismo, al final de la memoria se recogen las referencias bibliográficas.
VI
ABSTRACT
The chapters of the memory have been organized with views to facilitate the understanding of it:
The chapter i contain the introduction and objective of the thesis. So it is recollected the information of the seismic acquisition equipment that performed the seismic survey where were taken the data to be handled and resources used for the elaboration of the sequence.
The chapter ii has been incorporated the information as an introduction the seismic method and its basic principle to give rise to the explanation of the seismic reflection and information outstanding about marine seismic acquisition method.
The chapter iii is collected the theorical information about the processing stages also directly related to the stages.
The chapter iv shows the exposition of the processing seismic data sequence that is managed to convert the seismic field record in seismic section. As will be shown, this sequence includes several stages and in each may apply many specific algorithms depending on the needs of the survey
All conclusions from work are collected in the chapter v of conclusions. Likewise, at the end of the memory is collected the bibliographic references.
vii
1. INTRODUCCIÓN
La sísmica de reflexión es uno de los principales métodos indirectos con los que cuenta la geofísica de exploración para la ubicación de nuevos yacimientos petroleros de la explotación de crudo, aumento de reservas y garantizar el consumo nacional.
Con la tecnología que posee la compañía CGG se realiza este proyecto en el que se muestra una técnica de procesamiento utilizada en trabajo real permitiéndonos conocer una de las nuevas tecnologías que día a día en este ámbito ha surgido debido a la complejidad de diversos factores como los geológicos y/o estructurales en el área de los estudios sísmicos. En los que para poder conseguir la mejor imagen del subsuelo para su interpretación geológica es necesario utilizar nuevos métodos que logren determinar de la mejor manera posible la localización y resolución de cada evento presente.
Por ello se realizó una secuencia de procesamiento de datos sísmicos hasta una migración pre-apilado en tiempo en la que se realiza el estudio teórico de cada fase de la secuencia manejada y poder ligarla a la parte práctica para obtener resultados que estén dentro de los estándares de una producción real y esta tecnología pueda ser mostrada a estudiantes de ingeniería geofísica que en un futuro cercano deseen seguir este camino.
Por lo tanto esta tesis dará una idea clara, actual y precisa sobre el flujo de procesamiento de datos marinos que se puede seguir en un caso real y una idea general sobre esta área de la geofísica para el tratamiento de la señal para la preservación de las distintas reflexiones y la eliminación de otros trenes de ondas.
1
1.1 OBJETIVO
El objetivo principal de esta tesis es obtener la mejor imagen sísmica migrada para su interpretación geológica manejando una secuencia de procesamiento con una técnica de trabajo real en la que se aplique y se estudien las fases más importantes dentro de una secuencia tales como la atenuación de ruido, compensación de amplitudes, atenuación de múltiples, regularización del dato sísmico etc. utilizando la técnica de Migración Pre Apilado en Tiempo (Pre-STM).
2
1.2 Equipo de adquisición marina utilizado
Para el proyecto manejado se utilizó el volumen sísmico Lorenza 3D que fue adquirido con el barco Rocky IV, el cual cuenta con el siguiente equipo de adquisición marina:
FUENTE
Número de Arreglos de fuentes 2
Presión de aire 2000 psi
Distancia entre arreglo de fuentes 50 m Intervalo entre puntos de tiros (Flip/Flop) 25 m Profundidad de la fuente 9 m
CABLE (STREAMER)
Tipo de streamer Sercel Sentinel
Tipo de Hidrófonos SERCEL
Numero de streamers 12
Longitud del streamer 8100 m
Profundidad del streamer 12 m Traza cercana 250 m
REGISTRO
Tipo de sismógrafo Sercel Seal Longitud de registro 8 segundos
Intervalo de muestreo 2 mseg.
Espaciamiento entre Inlines 25 m Espaciamiento entre crosslines 6.25 m
3
El equipo para la adquisición se puede observar en el arreglo de la figura 1.
Figura 1. Arreglo del patrón de adquisición
4
1.3 Recursos utilizados
Para poder realizar este proyecto la compañía CGG facilito los siguientes recursos:
a) Equipo de cómputo
Cantidad Descripción
1 Sistema de cómputo clúster basado en procesadores multi-
core y sistema operacional Linux
1 Sistema de cómputo clúster basado en GPU y sistema
operacional Linux
2 Estación de trabajo con 2 monitores de 30 pulgadas 1 Unidades de lectura y escritura de cartuchos de datos 5 Discos portables para transferencia de datos sísmicos
4 Arreglo de disco con tecnología RAID
3 Servidor geovation TM
2 Servidor Oracle con configuración Dataguard
1 Servidor de lectoras de cartuchos
2 Switch Central de Red
b) Paquete de Proceso
Cantidad Descripción
1 LICENCIA DE PROCESAMIENTO geovation™
1 SOFTWARE DE PROCESADO SISMOLOGICO Kirchhoff Time Migration ™
1 LICENCIA DE PROCESAMIENTO SISMOLOGICO MOMUL 1 SOFTWARE DE PROCESAMIENTO SISMOLOGICO CBM™
1 SOFTWARE DE PROCESAMIENTO SISMOLOGICO Kirchhoff time Migration
1 SOFTWARE DE PROCESAMIENTO SISMOLOGICO RTM™
1 SOFTWARE HAMPSON RUSSELL™
2. METODOS SISMICOS
La exploración sísmica emplea las ondas elásticas que se propagan a través del medio y que han sido generadas artificialmente. Su objetivo es el estudio del subsuelo en general, lo cual permite obtener información geológica de los materiales que lo conforman a través de sus coeficientes de reflexión.
La prospección sísmica es una herramienta de investigación poderosa, ya que con ella se puede inspeccionar con buena resolución desde los primeros metros del terreno (sísmica de alta resolución o sísmica superficial; shallow seismic) hasta varios kilómetros de profundidad (sísmica profunda; deep seismic). Para la sísmica terrestre profunda se utilizan fuentes de energía muy potentes (explosivos o camiones vibradores) capaces de generar ondas elásticas que llegan a las capas profundas del subsuelo, en la sísmica marina se utilizan pistolas de aire. Mientras que para la sísmica superficial se utilizan martillos de impacto, rifles sísmicos y explosivos de baja energía.
De manera que el diseño de una campaña sísmica (equipo y material a utilizar) está en función del objetivo del estudio. Acorde a esto, la sísmica profunda se emplea en la detección de reservorios petrolíferos (ya sea terrestre o marina), grandes estructuras geológicas (plegamientos montañosos, zonas de subducción, etc.), yacimientos minerales, domos salinos, etc. Mientras que la sísmica superficial tiene mucha aplicación en la obra pública y la ingeniería civil.
La prospección sísmica se basa en el mismo principio que la sismología, consiste en generar ondas sísmicas mediante una fuente emisora y registrarlas en una serie de estaciones sensoras (geófonos e hidrófonos) distribuidas sobre el terreno.
6
A partir del estudio de las distintas formas de onda y sus tiempos de trayecto, se consiguen obtener imágenes del subsuelo que luego se relacionan con las capas geológicas (secciones sísmicas, campos de velocidades, etc.).
La sísmica de reflexión nace gracias a los primeros trabajos realizados por Reginald Fesseden, en 1913, con el fin de detectar icebergs. Pero no fue sino hasta 1927 cuando el método de reflexión se convierte en una técnica comercial de exploración geofísica. A finales de los 70, coincidiendo con el auge informático y el desarrollo tecnológico, los nuevos soportes digitales y la nueva instrumentación representaron otro cambio significativo en el campo de la sísmica. Desde entonces no se ha dejado de trabajar en la continua mejora de las técnicas de adquisición y procesamiento de datos. En la actualidad toda la adquisición se realiza en formato digital y los datos son procesados antes de su interpretación.
2.1 Principio básico
La base del método sísmico de reflexión es la ley de reflexión Snell.
Esta ley dice que la interfaz entre dos materiales teniendo impedancias acústicas distintas (Impedancia z= densidad / velocidad), el ángulo de incidencia es igual al ángulo de reflexión:
Figura 2. Representación de la ley de Snell (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
7
La ley de Snell proporciona información sobre las trayectorias de los rayos, los tiempos de llegada y la posición de los refractores, pero no proporciona información alguna sobre las amplitudes de las ondas.
Por consistencia, si en superficie contamos con una fuente de energía y con un receptor, la energía será reflejada en las interfaces en puntos situados a medio camino, el PUNTO MEDIO:
Figura 3. Punto medio común (CMP). (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Donde, la distancia x que separa la fuente del receptor es llamada el offset.
2.2Sísmica de reflexión
El método sísmico de reflexión se basa en las reflexiones del frente de ondas sísmico sobre las distintas interfaces del subsuelo. Estas interfaces (reflectores) responden a contrastes de impedancia que posteriormente se relacionaran con las distintas capas geológicas. Las reflexiones son detectadas por los receptores (hidrófonos) que se ubican en superficie y que están alineados con la fuente emisora. Dado que las distancias entre la fuente y los hidrófonos son pequeñas respecto a la profundidad de penetración que se alcanza (Figura 4), el dispositivo experimental soporta que se esté operando en "corto ángulo"; asegurando así la obtención de reflexiones y, distinguiéndose de la sísmica de refracción o de "gran ángulo".
8
Figura 4. Esquema básico de la emisión y recepción de los rayos reflejados en las distintas capas reflectoras.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Con el fin de conseguir un mejor reconocimiento de la zona de estudio, se realiza un número de disparos mayor y el resultado es un grupo de trazas sísmicas procedentes de todos los tiros que se analizan, se procesan y luego se reordenan en conjuntos de
“puntos reflectores comunes” (CMP), los cuales contienen la información de todas las reflexiones halladas (Figura 5). Una vez todas las trazas de un mismo CMP se han agrupado, se suman y se obtiene una traza CMP.
Figura 5. Esquema básico de la representación de CDPs (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
El conjunto de todas las trazas CMP constituye la denominada sección sísmica de reflexión que es el resultado final de este método.
9
La sección sísmica es un diagrama en tiempo doble de reflexión de las ondas sísmicas en relación con la distancia a lo largo de la superficie terrestre donde la información sísmica ha sido grabada, en otras palabras es una imagen del subsuelo que se parece mucho a un corte geológico (Figura 6 )
Figura 6. Representación básica de una sección sísmica.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
El tratamiento de los datos en sísmica de reflexión es más laborioso y delicado que el procesado de refracción; donde uno de los retos más importantes es conseguir que la señal correspondiente a los eventos de reflexión de interés que en sísmica se define como la energía útil adquirida durante un estudio sísmico pueda ser aislada del ruido que se define como la energía indeseable que empobrece o enmascara la calidad de nuestra señal.
Existen numerosos tipos de ruidos en el medio ambiente sísmicos tanto en datos terrestres y marinos como pueden ser:
- Múltiples - Ondas guidas
- Difracciones - Huella de adquisición - Refracciones - Arribo directo
- Ruido de instrumentos - Ruido aleatorio
Los siguientes ruidos se encuentran específicamente en datos marinos:
10
- Ruidos de barco - Ruidos de cables
- Ruido externo (industrial)
- Difracciones en la base del fondo marino
Por lo tanto, en sísmica de reflexión la atenuación requiere el reconocimiento del ruido en el dato y separación del ruido de la señal para solo atenuar este.
Dicha atenuación del ruido debe ser sin:
- Atenuación de señal - Distorsión de la señal
Figura 7. Esquema básico de algunos tipos de ruido sísmico.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
11
2.3 Adquisición marina
El sistema de adquisición en sísmica de reflexión básicamente está compuesto por un modelo de fuentes, una dispersión de receptores y un conjunto de instrumentos digitales de registros. En adquisición marina, se activa la fuente a intervalos determinados de distancia. La fuente y los receptores están en geometría fija, siendo remolcados por un barco (Figura 8).
Figura 8. Ilustraciónbásica del funcionamiento de adquisición marina.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Se crean trayectos sísmicos múltiples que se reflejan sobre los mismos puntos de reflejo como consecuencia de la geometría “fuentes-receptores” (Figura 9).
12
Figura 9. Geometría fuentes – receptores. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
El número de trazas que se refleja sobre un punto de reflejo es llamado el orden de cobertura o la cobertura de los datos. Las coberturas se pueden dividir en:
a) Cobertura simple: consiste en desplazar de manera repetitiva la fuente y el receptor a lo largo del perfil, a una distancia x. La distancia entre S1R1, S2R2, etc. se mantiene constante (Figura 10). De esta manera este método logra cubrir cada punto de reflexión en profundidad que será visto por una sola traza.
Figura 10. Diagrama de cobertura simple. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
13
b) Cobertura múltiple: consiste en ver los cortes sísmicos de forma mejorada si cada punto de reflejo puede ser visto por varias combinaciones de fuentes y receptores (Figura11)
Figura 11. Diagrama de cobertura múltiple (combinaciones de fuentes y receptores).
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
3. MARCO TEORICO
Desde el momento en que los datos de campo obtenidos (registros sísmicos) en la adquisición marina por la liberación de energía controlada de una fuente para generar ondas sísmicas son introducidos en una estación de trabajo, la secuencia de procesado comienza su desarrollo. En este capítulo se presenta la teoría básica en el procesado de los datos registrados.
14
3.1 Filtros
El objetivo del filtrado es atenuar el ruido en medida que sea posible y resaltar los eventos de reflexión. Los filtros, por lo general, operan sobre las bases de la frecuencia y la amplitud de las trazas, aunque también se pueden usar filtros que actúan sobre su coherencia o su longitud de onda. La predictividad de las trazas cercanas de la señal sísmica es una poderosa herramienta para la atenuación de ruido aleatorio o coherente.
La elección del algoritmo para reducir el ruido para una determinada aplicación es una función de la señal de los datos y las características del ruido. (Hornbostel, 1991)
Se realiza por lo regular análisis espectrales de los registros sísmicos para conocer el tipo de filtro y sus parámetros. En sísmica los filtros que más se manejan de acuerdo al tipo de ruido presente son:
1) Filtros pasa-banda: Es uno de los filtros más empleados, tiene como finalidad dejar pasar la señal en una banda limitada de frecuencias de manera que se aceptan las frecuencias que contienen energía de reflexión coherente y se rechazan aquellas frecuencias asociadas al ruido sísmico (ondas superficiales, aérea, ruido ambiental, etc.).
Figura 12. Ilustración de filtro pasa-banda. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
15
2) Filtro corte bajo: Son filtros concebidos para atenuar las frecuencias debajo de una frecuencia de corte definida y dejar pasar, sin atenuación las frecuencias que están por encima.
Figura 13. Ilustración de filtro corte-bajo. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
3) Filtros corte alto: Son filtros concebidos para atenuar las frecuencias encima de una frecuencia de corte definida y dejar pasar, sin atenuación, las frecuencias que están debajo.
Figura 14. Ilustración de filtro corte alto. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
4) Filtros Notch: Son filtros concebidos para rechazar las frecuencias de corte definidas y dejar pasar, sin atenuación, las frecuencias exteriores.
16
Figura 15. Ilustración de filtro notch. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
5) Filtros butterworth: Es un tipo de filtro de frecuencia caracterizado por un pasa- banda muy plano, a menudo usado como un filtro de alias. Las pendientes en las esquinas del filtro pueden ser colocadas arbitrariamente. Los filtros pueden ser especificados por cuatro letras A, B, C, D donde la B y la C especifican la frecuencia pasa banda; y la A y D especifica las frecuencias que están abajo 3 dB en la amplitud.
(Sheriff, 2002).
Mientras más suave la pendiente, menos preciso será el corte. La pendiente se describe en decibeles por octavo, donde un octavo corresponde a un cambio de frecuencia en un factor de 2. La amplitud del espectro en su punto medio se define con el valor de 1 (cero atenuación).
Desde el punto medio hasta los extremos, la amplitud decae en -3 dB. Desde las esquinas la pendiente determina la caída de la amplitud. La pendiente determinara que tan abruptamente las amplitudes se reducirán a cero. (Landmark, 2004).
17
Figura 16. Ilustración de filtro butterworth.
6) Filtro F-K: Este filtro opera en el dominio frecuencia- número de onda, el concepto teórico está basado en la transformada de Fourier. Este filtro realiza una doble transformada de Fourier donde primero la traza (amplitud-tiempo) pasa al espectro de frecuencias (amplitud-frecuencias) y ser transformado al dominio F-K (frecuencia- número de onda).
El modelo transformado dentro de un espacio frecuencia-número de onda se representaría de la siguiente forma:
18
Figura 17. Separación de la señal y ruido en dominio F-K.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
La señal y el ruido son ahora separados. Los filtros aplicados a los datos en el dominio pueden ser utilizados para una eliminación selectiva del ruido. La figura 18 muestra un gráfico F-K, siendo las amplitudes representadas con contornos.
Figura 18. Ilustración de señal-ruido en dominio f-k (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Los filtros F-K cuentan con variantes de filtrado y ejemplos de ellos son:
a) Filtración en abanico: EL filtro más simple a aplicar es el que elimina la energía situada entre dos velocidades aparentes horizontales, en el caso presente V1 y V2.
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Figura 19. Ilustración de filtro en abanico dominio. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
b) Filtración quirúrgica F-K: Se han desarrollado un modelo sofisticado del filtro F-K, el cual ha sido concebido para eliminar una parte precisa de la zona de ruido.
Figura 20. Ilustración de filtro quirúrgico. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
3.2 Correcciones de amplitudes
La amplitud de los datos sísmicos varía dentro de un amplio rango debido al efecto que sobre ella tienen los coeficientes de reflexión y el decaimiento de la energía con la distancia (divergencia esférica).
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Otras posibles pérdidas de amplitudes son:
a) Atenuación por absorción: En el momento de su propagación a través de un medio, la energía crea un movimiento relativo de las partículas. Ocurren fricciones y una parte de la energía del frente de onda es disipada en calor. El efecto de la absorción se llama también: atenuación no elástica. Esta disipación de energía depende de las formaciones atravesadas y de la frecuencia de la onda.
b) Atenuación por transmisión: Este efecto es debido al hecho de que cuando pasan las interfaces, la energía es reflejada parcialmente hacia arriba y transmitida parcialmente hacia abajo. Deducimos por lo tanto que poca energía podrá alcanzar los horizontes más profundos. Se estima que la atenuación por transmisión causa una pérdida de amplitud del 10% por segundo de trayecto recorrido.
Para compensar todos estos factores se aplican varios tipos de algoritmos, basados cada uno de ellos en criterios específicos.
La figura 21 muestra el esquema de una traza sísmica grabada en la que se observa la curva de decaimiento de la amplitud con respecto al tiempo.
Figura 21. Decaimiento de la amplitud. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
La figura 22 muestra un modelo horizontal estratificado de materiales de velocidad constante con el decaimiento de la amplitud con respecto al tiempo debido al efecto de la transmisión de energía.
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Figura 22. Modelo básico de la perdida de amplitud debido a la transmisión de energía en un material con velocidad constante. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
La aplicación de una corrección de amplitud, basada sobre la curva de recuperación de amplitud, hace desaparecer las variaciones de amplitud no deseadas. Una curva inversa es la curva de recuperación de amplitud, como se muestra a continuación.
Figura 23. Curva de recuperación de amplitud. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Aplicar la corrección de divergencia esférica compensa la causa más importante de la atenuación de amplitud en función del tiempo (Figura 24).
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Figura 24. Recuperación de amplitudes en función del tiempo. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
3.3 Debubble
Ciertas fuentes marinas crean, en el agua, una burbuja larga que oscila y que cada vez que se desinfla y vuelve a inflarse actúa como una fuente secundaria de energía sísmica como se muestra en la figura 25.
Figura 25. Esquema básico del efecto de burbuja. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Los pulsos de la burbuja o ruido de burbuja afectan la calidad del dato. Estos fenómenos repetitivos de los pulsos generados por la burbuja alargan la ondícula de la fuente y deben ser eliminados. Es el propósito del proceso llamado DEBUBBLE.
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3.4 Deconvolución
Como su nombre lo indica, la deconvolución es el proceso que permite destruir los efectos de la convolución.
El objetivo de la deconvolución es anular los efectos del filtro de la tierra y de los equipos de grabación utilizando un filtro inverso adecuado. Este mismo cuando se convuelve con la ondícula grabada, permite reconstruir, tan precisamente como sea posible la ondícula emitida.
Si se considera un modelo estratificado (Figura 26). Se supone que la velocidad de propagación Vn y la densidad рn de cada capa son conocidas, el coeficiente de reflexión R entre dos capas está dada por:
Se puede entonces reproducir gráficamente la velocidad para cada capa y el coeficiente de reflexión en función de la profundidad. Los coeficientes de reflexión representan la traza sísmica ideal. Cada pico de la posición de la interfaz y su amplitud es proporcional al coeficiente de reflexión.
Figura 26. Esquema del comportamiento de la velocidad de cada capa.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
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Para efectuar la deconvolución se puede considerar que la traza sísmica grabada es dada por la convolución que es el resultado del frente ondas generado en la fuente con los sucesivos coeficientes de reflexión correspondientes a interfaces en el subsuelo, la absorción de la tierra y efectos del equipo.
En un modelo simplificado podemos definir:
h(t) = g(t) * e(t) + n(t) Dónde:
h(t)= sismograma registrado g(t)= impulso inicial
e(t)= respuesta impulsional del medio n(t)= ruido
* = convolución
Considerando un bajo nivel de ruido de fondo podemos suponer que la señal sísmica se expresa como:
h(t) = g(t) * e(t)
La respuesta impulsiva del medio es el registro que obtendríamos si el impulso inicial fuese puntual (una delta de Dirac). El objetivo de la deconvolución es la recuperación de dicha respuesta e(t) a partir del registro obtenido h(t).
En otras palabras, eliminar todos los efectos excepto la respuesta del terreno (Figura 27). Para ello se define un operador g(t), que será el filtro, tal que al actuar sobre h(t) obtengamos e(t):
g(t) * h(t) = e(t)
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Figura 27. Esquema básico de la deconvolución.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
3.4.1 Tipos de deconvolución
Se definen dos tipos de deconvolución tanto en dominio del tiempo y de frecuencia desglosadas a continuación.
1) Deconvolución blanca
Este método de deconvolución tiene como propósito producir un espectro en el cual todas las frecuencias tienen la misma amplitud. Un espectro blanco contiene todas las frecuencias, por analogía a la luz que contiene todos los colores. Este espectro es el de un Dirac en el dominio del tiempo (“Spike” en inglés), de allí viene el término que se ha dado también deconvolución spiking.
a) Deconvolución blanca en el dominio del tiempo
Si se conoce la ondícula de la fuente, su autocorrelación muestra una ondícula relativamente corta:
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Figura 28. Autocorrelación de la ondícula de la fuente. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Y si se conoce la respuesta impulsiva de la tierra. Al calcular su autocorrelación se obtendrá un pico en tiempo cero seguido por una larga serie de impulsos causados por la presencia de múltiples.
Figura 29. Autocorrelación de la respuesta impulsiva de la tierra. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
La convolución de la autocorrelación de la ondícula por la autocorrelación de la respuesta impulsiva de la tierra produce la autocorrelación de la traza sísmica.
Figura 30. Autocorrelación de la traza sísmica. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
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Se alcanza el objetivo de la deconvolución si la autocorrelación de la traza es convertida en autocorrelación de la fuente. En la fase de supresión de múltiples consta de dos etapas.
La primera etapa consiste en aplicar un mute en forma de campana a la autocorrelación de la traza, este mute es el que suprime la presencia de múltiples, sin embargo esta ondícula creada puede haber sido realizada a partir de una infinidad de señales con espectros distintos de fase.
Figura 31. Mute para suprimir los impulsos tardíos. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
En la segunda etapa se realiza la división polinomial de la traza sísmica por la señal, para poder realizar esto se debe suponer que la ondícula de la fuente es fase mínima y por lo tanto una señal estable como su inverso.
B) Deconvolución blanca en el dominio de la frecuencia
La autocorrelación de la traza es transformada en el dominio de la frecuencia por análisis de Fourier.
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Figura 32. Deconvolución blanca en el dominio de la frecuencia. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Ahora se debe calcular el espectro de amplitud que multiplicado por el espectro de la autocorrelación nos dé un espectro blanco.
Figura 33. Espectro blanco. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
El espectro buscado es el resultado de la división del espectro blanco entre el espectro de la autocorrelación.
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Figura 34. Obtención del operador del espectro. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Si este operador obtenido es fase mínima, su espectro de fase se obtiene de la transformada de Hilbert, la fase de la ondícula a fase mínima se deduce del logaritmo de su espectro de amplitud.
Al conocer los espectros de amplitud y de fase, basta con calcular el operador en el dominio del tiempo por transformada de Fourier por último se realizara la convolución de la traza sísmica por este operador de la traza deconvoluada.
Figura 35. Obtención de la traza deconvolucionada. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
El resultado no es una serie de Diracs debido a la presencia de ruido aleatorio y a que la hipótesis de la ondícula de fase mínima no es totalmente valida.
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2) Deconvolución predictiva
Esta deconvolución mantiene la forma de la ondícula tal como aparece en la traza en vez de tratar de comprimirla para transformarla en Dirac sin lograrlo. Esta deconvolución también es llamada deconvolución gapeada. Tiene el propósito de suprimir los efectos de los múltiples; estos pueden ser previstos si se conocen los tiempos de trayectos de las reflexiones primarias provenientes de los mismos puntos.
a) Deconvolución predictiva en el dominio del tiempo
La autocorrelación de una traza sísmica contiene información sobre la ondícula en los tiempos cercanos a cero, los impulsos tardíos son ocasionados por la presencia de múltiples.
Figura 36. Autocorrelación de la traza sísmica. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Se necesita calcular un operador que solo empiece a trabajar después de la porción cercana a cero y así suprimir los múltiples sin afectar la ondícula. Tal operador de deconvolución contiene un Dirac en el tiempo cero seguido por una porción de valores nulos llamada atraso de predicción o gap, seguida por la parte activa del operador.
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Figura 37. Esquema del gap y la parte activa del operador. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
La parte activa del operador se calcula utilizando el algoritmo de Wiener-Levinson, el cual es utilizado para predecir los múltiples, la traza así predicha es sustraída para suprimir los múltiples.
b) Deconvolución predictiva en el dominio de las frecuencias
Se debe considerar la reciprocidad entre los dominios de los tiempos y el dominio de la frecuencia, una señal que se atenúa rápidamente en el dominio del tiempo tiene su espectro de amplitud liso. Al inverso, si el espectro de amplitud muestra oscilaciones rápidas, la señal se atenúa más tardíamente.
Figura 38. Representación de los espectros de amplitud. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
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Si regresamos al espectro de amplitud de la autocorrelación de la traza observamos oscilaciones rápidas.
Figura 39. Espectro de amplitud. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Estas ondulaciones son ocasionadas por las reverberaciones. La curva lisa de este espectro puede ser entonces considerada como el espectro de amplitud de la ondícula emitida.
Figura 40. Supresión de reverberaciones. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
El operador de deconvolución predictiva es configurado de manera a suprimir los efectos de la reverberación preservando la curva lisa, lo que viene a calcular un operador cuyo espectro de amplitud sea la diferencia entre el espectro de amplitud no liso de la autocorrelación y el espectro liso de la ondícula emitida.
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Figura 41. Atenuación de las reverberaciones preservando la curva lisa.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
El operador de deconvolución es representado en la siguiente figura.
Figura 42. Representación de un operador de deconvolución. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
La aplicación de tal operador deconvoluciona la traza en el mismo tiempo que atenúa los múltiples preservando la forma de la ondícula.
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3.5 Corrección estática marina
En sísmica marina, las correcciones estáticas si bien son más fáciles de calcular también son necesarias.
Se debe aplicar la corrección de fuente y de cable (streamer) debido a que se colocan a cierta profundidad por debajo de la superficie del mar. Dicha corrección traslada las fuentes y receptores al plano de referencia, el nivel medio del mar (Figura 44).
Figura 43. Esquema básico del arreglo de la fuente y streamer. (CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
La corrección de la fuente es:
La corrección de streamer es:
La corrección de la fuente y el streamer puede simplificarse de la siguiente manera:
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3.6 Ordenamiento CMP
Una vez terminado los procesos en los datos a nivel de tiros/disparos se procede a realizar un reordenamiento de las trazas sísmicas en conjuntos de punto reflector común o CMP (Common MidPoint). Este ordenamiento consiste en agrupar las trazas que por geometría pertenecen a un mismo punto medio entre una fuente y un receptor determinado. Se deduce, por construcción, el punto en la superficie situado a mitad de camino entre la fuente y el receptor que es compartido por numerosos pares de fuentes-receptores (figura 45).
Dicha redundancia entre los pares de fuentes-receptores mejora la calidad de los datos símicos cuando los datos se apilan. El punto medio común se encuentra situado verticalmente sobre el punto de reflejo común (punto común profundo), o el punto común de reflexión y estos conjuntos poseen también trayectorias hiperbólicas.
Figura 44. Representación básica de CMP en adquisición sísmica.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
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3.7 Corrección dinámica (NMO)
En este nuevo orden todas las trazas del CMP dan cuenta de las mismas características reflectivas pero antes de ser sumadas deben ser corregidas por las diferencias de tiempos de viaje a causa de las variaciones en las distancias de la trayectoria del rayo.
Normal moveout es definido como el incremento del tiempo de reflexión debido al incremento en las distancias de la fuente-receptor para una interface reflectiva horizontal en un medio homogéneo de velocidad constante. Por tanto la trayectoria hiperbólica de los eventos de reflexión es transformada en el eje del tiempo, en una línea horizontal (Figura 46).
Figura 45. Esquema básico de la aplicación de la corrección NMO.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
La corrección NMO implica la substracción de un incremento de tiempo (ΔTNMO) para cada tiempo Tx registrado. Esta corrección convierte una traza con distancia de offset x a una traza de offset cero y una expresión simple para ΔTNMO es:
ΔTNMO = Tx – T0
Por tanto que la corrección en el ΔTNMO se realiza con la asignación de la velocidad en función del tiempo de la trayectoria de reflexión. La velocidad debe ser conocida con mucha precisión con el fin de aplicar una adecuada corrección NMO.
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3.8 Transformada de radón
La transformada Radón transforma los datos sísmicos del dominio tiempo-offset (t-x) al dominio τ (intercepto de tiempo) y р (parámetro de rayo). (Yan, 2002). Diseñando la transformada τ-р los datos en el dominio t-x son sumados a lo largo de líneas rectas (slant-stack) o a lo largo de parábolas o hipérbolas (transformada lineal τ-р parabólica o hiperbólica) para obtener los puntos en el dominio τ-р. (Yan, 2002).
Primero se aplica una corrección “moveout” a los datos a través de una transformación de coordenadas. (Claerbout, 1976)
Donde p es el parámetro de rayo, x es el offset, t es el tiempo doble de viaje en offset y es tiempo a cero offset. Después de esta corrección por moveout, un evento que tenía pendiente p al principio ahora estará horizontalizado, luego los datos serán sumados sobre el eje de offset, para obtener la siguiente formula (Yan, 2002):
∏ ∫
Donde representa la traza en el dominio t-x y (representa un plano de onda con parámetro de rayo. Repitiendo la corrección moveout para varios valores de y diseñando la suma de la ecuación anterior de obtiene el slant-stack, el cual consiste de todos los componentes buzantes en los offsets originales. (Yan, 2002)
La transformada de la ecuación anterior tiene una forma inversa, esta se escribe como (Yan, 2002):
∫ ∏
La siguiente figura muestra una descripción esquemática de plano de onda descrito por las ecuaciones () () y los valores de son definidos por los ángulos. (Yan, 2002)
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Figura 46. Esquema básico de la transformada de Radón.
Un evento lineal, con un ángulo de buzamiento, parámetros de rayo e intercepto a cero offset, puede ser transformado a un punto en tiempo t después de la transformada.
En el caso inverso de la transformada, los puntos se transforman a líneas horizontales.
Esta transformada inversa se usa para reconstruir los datos al dominio x-t integrado a lo largo de la trayectoria. (Margrave, 1999)
La transformada lineal se basa en el modelado de un plano de onda y es una idealización para modelar eventos lineales. El algoritmo hiperbólico de es basado en un modelo hiperbólico y es una idealización para modelar eventos hiperbólicos o que se aproximen a una hipérbola. (Yan, 2002). Como las reflexiones primarias y los múltiples tienen diferente “moveout” en el dominio t-x, en el dominio t-p, los múltiples de los datos pueden ser atenuados y luego se aplica una transformada inversa para regresar al dominio t-x. (Yan, 2002)
Figura 47. Esquema básico de la transformada inversa al dominio t-x 39
3.9 Apilamiento
El proceso de apilamiento es la suma de trazas con el mismo valor en tiempo. El apilamiento de puntos de reflejo común es, por tanto, la suma de trazas que pertenecen al mismo CDP para producir, a la salida, una traza apilada simple. El proceso de apilamiento es la herramienta más potente a disposición del geofísico. Permite alcanzar los siguientes efectos buscados:
Aumento de la fuerza de la señal Mejora de la relación S/R
Atenuación de los múltiples
Para entender la razón, consideramos las trazas sísmicas que componen una colección de CDP. La señal, después de aplicar las correcciones dinámicas está en sincronismo en todas las trazas. El ruido y los múltiples tienen tiempos diferentes. La suma o apilamiento de las trazas produce una interferencia constructiva (refuerzo) de la señal y una interferencia destructiva (anulación) del ruido y de los múltiples:
Figura 48. Representación de la suma o apilamiento de la señal sísmica.
(CBT, tratamiento sísmico, Propiedad de CGG)
Debido a que al realizar las correcciones NMO se generan un fenómeno de impulsiones deformadas conocido como ESTIRAMIENTO (stretching), se debe aplicar un MUTE de STRETCHING para poder evitar esta zona de stretching al hacer la suma de las trazas.
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