EA007911B1

EA007911B1 - Профилированный высокочастотный вибрационный источник

Info

Publication number: EA007911B1
Application number: EA200501547A
Authority: EA
Inventors: Кристин Э. Крон
Original assignee: Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date: 2003-04-01
Filing date: 2004-02-13
Publication date: 2007-02-27
Also published as: US20060250891A1; EP1609002A2; EA200501547A1; EP1609002B1; ATE535826T1; WO2004095073A3; EP1609002A4; CA2520640C; WO2004095073A2; MXPA05010458A; GC0000412A; US7436734B2; CA2520640A1; WO2004095073B1

Abstract

В настоящем изобретении предложен способ обработки сейсмических данных, в котором один или большее количество вибрационных сейсмических источников приводят в действие посредством одного или большего количества пилот-сигналов и вместе с сейсмическими данными регистрируют движения вибрационного сейсмического источника. По измеренным движениям вибрационного сейсмического источника, например по сигналу усилия на грунт, вычисляют формы колебаний вибрационных сейсмических источников. Определяют желательную импульсную характеристику либо по измеренному движению вибрационного сейсмического источника, либо по данным испытаний или данным, полученным в полевых условиях из места, расположенного вблизи от того места, из которого были получены сейсмические данные. Из импульсной характеристики и формы колебаний вибрационного сейсмического источника вычисляют фильтр обращения свертки. В альтернативном варианте из импульсной характеристики и из форм колебаний вибрационного сейсмического источника, полученных из множества вибрационных сейсмических источников, и свип-сигналов получают единый фильтр разделения и обращения свертки. Фильтр обращения свертки или фильтр обращения свертки и разделения используют для обработки сейсмических данных. Затем вибрационные сейсмические источники перемещают в новое место и возбуждение повторяют.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Это изобретение относится к области техники сбора сейсмических данных и обработки данных от вибрационного источника. В частности, в этом изобретении предложен способ оптимизации данных от вибрационного источника для точного представления выходного сигнала, который был бы получен от импульсных источников.

Предпосылки создания изобретения

Для создания исходных сигналов, необходимых при геофизической разведке углеводородов, обычно используют вибрационные сейсмические источники. При применении в полевых условиях вибрационные сейсмические источники возбуждают пилот-сигналом, который обычно представляет собой серию волн, изменяющихся по частоте, именуемую свип-сигналом, и имеет длительность, равную нескольким секундам. Возбуждение вибрационного сейсмического источника обычно регулируют посредством цепи обратной связи, управляемой сигналом усилия на грунт, который вычисляют по сигналам, измеренным акселерометрами на опорной плите и на реактивной массе источника.

В этой области применения вибрационных сейсмических источников генерацию сейсмограмм осуществляют путем кросс-корреляции данных, зарегистрированных в различных местах расположения приемников, с пилот-сигналом. Эта операция кросс-корреляции осуществляет сжатие импульсной характеристики данных с нескольких секунд, соответствующих свип-сигналу, до нескольких десятков миллисекунд и, следовательно, лучше аппроксимирует сигнал, который был бы зарегистрирован идеальным импульсным источником. После этой операции осуществляют стандартные операции обработки сейсмических данных, например, поверхностно-согласованное статистическое обращение свертки, введение статических поправок, фильтрацию шума, полосовую фильтрацию и построение изображения.

В данной отрасли промышленности уже давно было признано наличие пяти категорий проблем, связанных с традиционной технологией, основанной на использовании вибрационных сейсмических источников. Во-первых, операция кросс-корреляции приводит к получению импульса с нежелательными характеристиками, в том числе, с расширенным главным максимумом и с побочными максимумами, которые появляются в виде осцилляций с обеих сторон главного максимума. Во-вторых, в результате объединения корреляционного процесса, который приводит к получению нуль-фазового импульса, с фильтром затухания в среде и регистрирующей аппаратурой, которые являются минимально-фазовыми, на выходе получают смешанную фазу.

Это приводит к возникновению нескольких проблем. Например, коррелированные данные, в отличие от данных импульса, не имеют четко определенных значений времени вступления. Кроме того, такие данные больше не являются причинно обусловленными. В других технологиях обработки, таких как, например, статистическое обращение свертки или обратная фильтрация сжатия, предполагают, что данные являются причинно обусловленными и минимально-фазовыми, и поэтому результаты обработки могут оказаться неточными. В-третьих, пилот-сигнал, использованный при корреляции, обычно существенно отличается от реального сигнала, введенного в грунт. Реальный сигнал включает гармоники и другие нелинейности, обусловленные механикой вибрационного сейсмического источника и его контактом с грунтом. Обработка данных с пилот-сигналом не позволяет удалить эти гармоники и нелинейности, которые, следовательно, появляются в виде шума в обработанных данных. В-четвертых, сбор сейсмических данных является дорогостоящим, и основные расходы связаны с количеством станций-источников, которые могут быть использованы. В традиционных технологиях, основанных на использовании вибрационных сейсмических источников, единовременно регистрируют только одну станцию-источник; способы, позволяющие осуществлять одновременный сбор данных с использованием множества станцийисточников, привели бы к ускорению сбора данных и к снижению затрат. В-пятых, для увеличения энергии, вводимой в грунт, в каждой станции-источнике обычно используют два или большее количество вибрационных сейсмических источников. Однако ограничения, налагаемые на расстояние между источниками и приемниками, приводят к тому, что множество вибрационных сейсмических источников образуют группу, которая может ограничивать высокие частоты в данных и, следовательно, снижать разрешающую способность. Изменения по высоте расположения могут также ограничивать способность введения поправок на временные сдвиги, также именуемых статическими поправками, между вибрационными сейсмическими источниками. Как описано ниже в нескольких следующих абзацах, в этой отрасли промышленности были сосредоточены значительные усилия в попытке преодолеть эти ограничения.

В патентах США № 5400299 и № 5347494, выданных, соответственно, Трэнтэму (ТгаиШат) и Андерсену (Аибегкеи), раскрыты способы, которые, главным образом, направлены на решение первой категории проблем. Эти способы приводят к получению усовершенствованных форм импульсных сигналов. Изобретение Трэнтэма (ТгаиЮат) также обеспечивает получение причинно обусловленного и минимально-фазового импульса после удаления пилот-сигнала вибрационного сейсмического источника. Однако обработку выполняют при наличии пилот-сигнала, который является всего лишь аппроксимацией формы колебаний, переданных в грунт. Кроме того, подход Трэнтэма (ТгаиЮат) в предпочтительном варианте требует предварительного отбеливания спектра сигнала, в который добавляют белый шум, для обеспечения устойчивости при делении спектра, из которого осуществляют генерацию фильтра обращения свертки формы колебаний вибрационного сейсмического источника. Эта операция предотвращает

- 1 007911 возникновение численных ошибок при делении, но также может вызвать фазовые искажения и добавляет волну-предшественника к обработанным сейсмическим данным.

Способ, предложенный Андерсеном (Апбегкеп) включает в себя операцию выбора спектральной плотности свип-сигнала, что приводит к получению импульсного отклика простой формы и оптимальной длины после корреляции. В отличие от обычных свип-сигналов, которые начинаются с частоты, приблизительно, 8 Гц, в способе, предложенном Андерсеном (Апбегкеп), свип-сигнал начинается на частотах около 1 Гц. Наличие этих более низких частот приводит к получению более желательного импульса. Однако это решение направлено на решение только лишь первой из упомянутых выше проблем. Кроме того, использование импульсов высокого разрешения требует быстрого изменения частоты свипирования во времени, и это не осуществимо посредством стандартных гидравлических вибрационных сейсмических источников.

В патенте США № 5550786, выданном Аллену (А11еп) раскрыт способ, в котором в процессе решения обратной задачи вместо корреляции с пилот-сигналом используют измеренный сигнал или измеренные сигналы акселерометра, например, усилие на грунт, от каждого вибрационного сейсмического источника и свип-сигнал. Измеренные сигналы связаны с реальным сигналом, переданным в грунт, минимально-фазовой передаточной функцией, которая получена способом минимально-фазового статистического обращения свертки, который обычно используют при обработке наземных данных. Он содержит следующие операции: операцию решения обратной задачи (также именуемую делением спектра), полосовую фильтрацию, и обратную фильтрацию сжатия. Модель трассы подвергают обработке для фазовой коррекции данных, восстановленных путем обращения свертки.

Способ, предложенный Алленом (А11еп), направлен на устранение первых трех вышеупомянутых недостатков. Однако в способе, предложенном Алленом (А11еп), обратный фильтр применяют способом деления спектра, и признано, что проблема, связанная с такими обратными фильтрами, состоит в том, что на частотах, при которых измеренные сигналы малы, этот фильтр создает большое усиление и усиливает любой зарегистрированный шум. Если сигнал равен нулю, то решение обратной задачи будет неустойчивым. Данные могут быть подвергнуты предварительному отбеливанию путем добавления постоянного шума, имеющего небольшую величину, для обеспечения устойчивости решения обратной задачи, но добавленный шум может искажать фазу данных. Поскольку в технологиях обработки, например, при обратной фильтрации сжатия, предполагают, что входные данные являются минимально-фазовыми, то при наличии таких искажений выходные результаты могут оказаться непредсказуемыми. Аллен (А11еп) пытается решать эти проблемы путем использования полосовых фильтров для уменьшения шума вне полосы частот свип-сигнала вибрационного сейсмического источника и путем обработки модельной трассы для возможности вычисления поправки на фазу. Специалистам в данной области техники понятно, что в предпочтительном способе следовало бы избегать использования полосовых фильтров и поправок на фазу за счет устранения необходимости предварительного отбеливания данных.

В патентах США № 5719821 и № 5721710, выданных Салласу (8а11ак) и др., описана схема на основе обращения матрицы для разделения выходных сигналов от отдельных вибрационных сейсмических источников. Количество свип-сигналов может быть равным или большим, чем количество вибрационных сейсмических источников. В этом способе для определения оптимального фильтра для решения обратной задачи и разделения решают систему линейных уравнений, содержащих измеренные движения от каждого вибрационного сейсмического источника и каждый свип-сигнал. Несмотря на то, что способ, предложенный Салласом (8а11ак), направлен на устранение перечисленных выше недостатков, рассмотренные выше проблемы, связанные с решением обратной задачи и фазовыми искажениями применительно к патенту Аллена (А11еп), остаются нерешенными. Патент США № 6161076, выданный Барру (Вагг) и др. (2000 г.), аналогичен предшествующей работе Аллена (А11еп) и Трэнтэма (ТгапФаш). Барр (Вагг) делает неправильное утверждение о том, что в способе, предложеном Алленом (А11еп), используют сигнал одного акселерометра вместо сигнала усилия на грунт, и им заявлено использование фильтра для преобразования данных в импульсы малой длительности, как и в патенте Трэнтэма (ТгапШаш). Специалистам в данной области техники понятно, что этот процесс эквивалентен решению обратной задачи с последующей полосовой фильтрацией и, следовательно, не обеспечивает решения вышеупомянутых проблем. В частности, в патенте Барра (Вагг) раскрыто использование гармоник или нелинейных искажений для построения импульса с шириной полосы частот, равной или большей, чем ширина полосы частот свип-сигнала. Этот подход также подразумевает сохранение шумовых составляющих, ухудшающих качество данных при последующей обработке. Наконец, в патенте Барра (Вагг) раскрыто фазовое кодирование свип-сигналов для множества вибрационных сейсмических источников и использование отдельного набора разделительных фильтров для каждого свип-сигнала перед суммированием результатов на выходе.

В патенте Великобритании № 2359363, выданном Джеффризу ОеГГгуек) (2000 г.), повторены утверждения, раскрытые в патенте Салласа (8а11ак), но с добавлением фильтра для удаления гармоник из данных и из измеренных форм колебаний вибрационного сейсмического источника. Как изложено в этом патенте, фильтры являются нежелательными, поскольку они не обеспечивают надлежащее удаление гармоник и иных нелинейностей и, следовательно, ухудшают качество данных при последующей обра

- 2 007911 ботке.

Существует потребность в создании способа, посредством которого данные от вибрационного сейсмического источника могут быть получены и обработаны таким образом, чтобы обеспечить точное представление данных, которые были бы получены из импульсного источника. Способ должен включать в себя использование детерминистического обращения свертки, получаемого из измеренных движений вибрационного сейсмического источника. Способ не должен требовать добавления белого шума для обеспечения устойчивости вычислений при обработке. Способ не должен требовать использования полосового фильтра при последующей обработке для удаления гармоник и шума. Способ должен обеспечивать сохранение правильной фазы исходных данных, на основании которых получают решение, для обеспечения точных результатов в способах последующей обработки. Способ должен быть применим для групп, состоящих более чем из одного вибрационного сейсмического источника, и обеспечивать разделение данных, зарегистрированных одновременно от множества вибрационных сейсмических источников. Настоящее изобретение направлено на удовлетворение этих потребностей.

Сущность изобретения

В настоящем изобретении предложен способ обработки сейсмических данных, в котором один или большее количество вибрационных сейсмических источников возбуждают посредством одного или большего количества пилот-сигналов и вместе с сейсмическими данными регистрируют движения вибрационного сейсмического источника. По измеренным движениям вибрационного сейсмического источника, например, по сигналу усилия на грунт, вычисляют формы колебаний вибрационных сейсмических источников. Определяют желательный импульсный отклик либо по измеренному движению вибрационного сейсмического источника, либо по данным испытаний или данным, полученным в полевых условиях из места, расположенного вблизи от того места, из которого были получены сейсмические данные. Из импульсного отклика и формы колебаний вибрационного сейсмического источника вычисляют фильтр обращения свертки. В альтернативном варианте из импульсной характеристики и из форм колебаний вибрационного сейсмического источника, полученных из множества вибрационных сейсмических источников, и свип-сигналов получают единый фильтр разделения и обращения свертки. Фильтр обращения свертки или фильтр обращения свертки и разделения используют для обработки сейсмических данных. Затем вибрационные сейсмические источники перемещают в новое место, и возбуждение повторяют. Импульсный отклик определяют на основании итерационного процесса, при котором анализируют ее характеристики во временной и в частотной области и образец фильтра. После применения фильтра разделения и обращения свертки получают данные, пригодные для введения поправок на внутригрупповые эффекты и для улучшенного подавления шумов.

Краткое описание чертежей

Отличительные признаки настоящего изобретения станут более очевидными из приведенного ниже описания, в котором приведены ссылки на сопроводительные чертежи.

На фиг. 1 изображен типичный способ сбора данных, который может быть использован для сбора данных, используемых в вариантах осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 2 изображена схема последовательности операций для реализации варианта осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 3 изображен типичный управляющий свип-сигнал, типичный сигнал усилия на грунт и типичный сигнал, характеризующий форму колебаний вибрационного сейсмического источника, причем на фиг. ЗА показаны все восемь секунд записи каждого сигнала, а на фиг. 3Б на виде в увеличенном масштабе показана одна первая секунда каждого сигнала.

На фиг. 4 изображена схема последовательности операций для реализации второго варианта осуществления настоящего изобретения.

На фиг. 5 изображен сигнал и характеристики фильтра, которые соответствуют способу из предшествующего уровня техники, предложенному Трэнтэмом (ТгаиШаш).

На фиг. 6 изображен сигнал и характеристики фильтра, которые соответствуют способу из предшествующего уровня техники, предложенному Андерсеном (Апбегзеп).

На фиг. 7 изображен сигнал и характеристики фильтра, которые соответствуют варианту осуществления способа из настоящего изобретения.

На фиг. 8 изображен оператор инверсии, используемый в способе из предшествующего уровня техники, предложенном Алленом (А11еп).

На фиг. 9 изображены результаты обработки сейсмических данных для способа из предшествующего уровня техники, показанного на фиг. 8.

На фиг. 10 изображены результаты обработки сейсмических данных, полученные из варианта осуществления способа согласно настоящему изобретению.

На фиг. 11 изображены зарегистрированные данные первого вступления для сейсмографов в скважине и различных способов предварительной обработки данных сейсмической разведки, при этом на фиг. 11А показаны обычные коррелированные данные, на фиг. 11Б показаны данные согласно способу, предложенному Алленом (А11еп), на фиг. 11В показаны результаты, полученные из варианта осуществления настоящего изобретения, а на фиг. 11Г показаны данные импульса.

- 3 007911

На фиг. 12 изображены данные сейсмограмм общей средней точки, ОСТ (СМР), где на фиг. 12 А изображена исходная сейсмограмма общей глубинной точки, ОГТ (СЭР), полученная с использованием четырех вибрационных сейсмических источников в каждой станции согласно способу из предшествующего уровня техники, а на фиг. 12Б изображены результаты применения варианта осуществления настоящего изобретения к отдельным вибрационным сейсмическим источникам и применения статических поправок и поправок на нормальное приращение времени, НПВ (ΝΜΟ), для каждой зарегистрированной сейсмограммы вибрационного сейсмического источника.

На фиг. 13 изображены варианты совмещения отражающей границы для двух примеров из фиг. 12, при этом на фиг. 13 А изображено рассогласование с отражателем для способа из предшествующего уровня техники, показанного на фиг. 12А, а на фиг. 13Б изображено согласование отражающей границы для варианта осуществления изобретения, показанного на фиг. 12Б.

На фиг. 14 показано сравнение результатов подавления шумов, при этом на фиг. 14А изображены результаты подавления шумов в котором, данные из четырех вибрационных сейсмических источников в станции обработаны согласно способу из предшествующего уровня техники, а на фиг. 14Б показаны данные, обработанные в суперсейсмограмме согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения, в которой использованы отдельные значения расстояния от источника до приемника.

На фиг. 15 изображены результаты обработки данных для двух примеров из фиг. 14, при этом на фиг. 15 А показаны труднораспознаваемые отражающие границы, полученные способом из предшествующего уровня техники, который продемонстрирован на фиг. 14А, а на фиг. 15Б показаны видимые отражающие границы, полученные согласно варианту осуществления настоящего изобретения, который продемонстрирован на фиг. 14Б.

Изменения и модификации, описанных здесь конкретных вариантов осуществления изобретения, могут быть выполнены, не выходя за пределы объема настоящего изобретения, при этом подразумевают, что он ограничен только лишь объемом патентных притязаний, который определяется прилагаемой формулой изобретения.

Описание изобретения

В настоящем изобретении предложен способ улучшения качества данных от вибрационного источника. В частности, в настоящем изобретении предложен способ сбора и обработки сейсмических данных от вибрационного источника, содержащий операцию выполнения обращения свертки формы колебаний вибрационного сейсмического источника с использованием форм колебаний вибрационного сейсмического источника, полученных из измеренных движений вибрационного сейсмического источника. Вместо традиционной операции кросс-корреляции используют детерминистическое обращение свертки, а вместо пилот-сигнала используют измеренную форму колебаний вибрационного сейсмического источника.

Фильтры обращения свертки, полученные согласно способу из настоящего изобретения, удаляют из данных колебания вибрационного сейсмического источника, в том числе гармоники и нелинейный шум, и заменяют эти колебания желательной импульсной характеристикой. Фильтры выполнены таким образом, чтобы не усиливать шум для частот, не содержащихся в свип-сигнале вибрационного сейсмического источника. Кроме того, уменьшены фазовые искажения, вызываемые традиционной процедурой добавления шума для обеспечения устойчивости при вычислении решения обратной задачи.

Способ обеспечивает то, что выходной результат первичной обработки данных от вибрационного сейсмического источника подобен тому результату, которого был бы создан импульсным источником. Эта первичная обработка обеспечивает сжатие длинных волновых пакетов, соответствующих свипсигналу вибрационного сейсмического источника, в импульсную характеристику малой длительности с желательными фазовыми и амплитудными характеристиками, за счет чего обеспечивают возможность достоверного выбора значений времени первого вступления. Данный способ обеспечивает оптимизацию фазы данных от вибрационного сейсмического источника для последующих операций обработки, устраняя, таким образом, необходимость в последующих операциях введения поправок на фазу и фильтрации, и улучшение качества данных за счет более высокого отношения сигнал-шум. В способе используют формы колебаний источника для каждого вибрационного сейсмического источника и для каждого свипсигнала для повышения точности данных и разрешающей способности, и для обеспечения возможности выделения отклика каждого вибрационного сейсмического источника. Выделение отклика каждого вибрационного сейсмического источника позволяет рассматривать вибрационные сейсмические источники как однозначно определяемые точки расположения источника, что облегчает введение межгрупповых статических поправок и подавление шумов.

Способ из настоящего изобретения основан на предшествующих работах в области обработки данных от вибрационного сейсмического источника, но содержит неизвестные ранее отличительные признаки для улучшения качества сейсмических данных, восстановленных путем обращения свертки. Например, как упомянуто выше, в патенте Трэнтэма (ТгапШат) раскрыто обращение свертки с ее преобразованием в минимально-фазовый импульс со спектром, который обращается в нуль как на высоких, так и на низких частотах, для соответствия традиционным свип-сигналам, а в патенте Андерсена (АпФегкеп) раскрыт отличительный признак, заключающийся в том, что для уменьшения длины импульса может быть использована форма свип-сигнала.

- 4 007911

Отличительный признак данного способа заключается в том, что амплитудный спектр импульсного отклика стремится к нулю быстрее, чем амплитудный спектр сигнала усилия на грунт, как в области высоких частот, так и в области низких частот, предотвращая возникновение неустойчивости фильтра обращения свертки при операции деления спектра. В способах из предшествующего уровня техники эту неустойчивость устраняли за счет добавления шума к сигналу и за счет использования надлежащим образом выполненного полосового фильтра. Однако добавление шума искажает фазу и добавляет волнупредшественника к данным, восстановленным путем обращения свертки, и полосовые фильтры могут быть недостаточными для удаления шума и должны быть тщательно рассчитаны для предотвращения фазовых искажений. Способ согласно настоящему изобретению предотвращает возникновение этих искажений, поскольку импульсная характеристика рассчитана таким образом, что является строго минимально-фазовой, не требуя введения поправок, что обеспечивает правильную фазу при последующей обработке. Кроме того, в способах из предшествующего уровня техники, например, в способе, предложенном Барром (Вагг), преднамеренно использовали желательный импульс с большей шириной полосы частот, чем свип-сигнал, что также действует вопреки задаче сохранения правильной фазы. Преимуществами настоящего способа являются, в том числе, улучшенная способность выбора первых вступлений, определения значений времени пробега и получения данных по результатам сейсмокаротажа, статических поправок и в томографии. Результаты, поученные данным способом, имеют оптимальную фазу и облегчают получение превосходных связей с данными о скважине.

В варианте осуществления настоящего изобретения с множеством вибрационных сейсмических источников генерация полного решения, включающего в себя все компоненты матриц, может быть осуществлена с использованием одного фильтра для всех свип-сигналов при полностью связанном вычислении решения. В способах из предшествующего уровня техники, например, в способе, предложенном Барром (Вагг), используют фильтр для одного свип-сигнала, а затем отделяют данные для этого свип-сигнала. В этих способах из предшествующего уровня техники отдельные фильтры выполнены таким образом, что отделяют последующие свип-сигналы, а отделенные данные, поступившие из одного и того же места, суммируют. Этот подход эквивалентен использованию только лишь диагонали матричного решения в варианте применения с множеством вибрационных сейсмических источников, приводит к потерям качества данных, и не позволяет устранять шум или нежелательные компоненты сигнала. В вариантах осуществления настоящего изобретения этих ограничений избегают за счет полного матричного решения.

В третьем варианте осуществления способ согласно настоящему изобретению облегчает обработку, применяемую для разделения данных от каждого вибрационного сейсмического источника на отдельные сейсмограммы. Затем могут быть применены статические поправки и поправки на дифференциальное нормальное приращение времени, НПВ (ΝΜΟ), для каждого места расположения источника. Кроме того, могут быть созданы суперсейсмограммы, улучшающие способности способов удаления шума. Данные из каждого места расположения источника могут быть просуммированы. В альтернативном варианте данные могут быть представлены в виде общих глубинных площадок через меньшие интервалы между общими глубинными точками до их миграции, за счет чего дополнительно улучшают формируемое изображение и фокусировку.

Ниже приведено описание вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылкой на схему системы, показанную на фиг. 1, на который изображена геометрическая конфигурация системы сбора данных, соответствующей настоящему изобретению. Как показано на фиг. 1, наземные вибрационные сейсмические источники 18, 20, 22 и 24 расположены, соответственно, на грузовых автомобилях 34, 36, 38 и 40. Сигналы, созданные в земле вибрационными сейсмическими источниками 18, 20, 22 и 24, отражаются от поверхности 26 раздела между подземными пластами, имеющими значения импеданса, соответственно, ΙΜ1 и ΙΜ2, и их принимают приемниками 42, 44, 46 и 48.

Как показано на схеме последовательности операций из фиг. 2, первый вариант осуществления способа из настоящего изобретения начинается с операции 1 приведения в действие одного или большего количества вибрационных сейсмических источников свип-сигналом. Затем выполняют две операции: операцию 2 регистрации движения вибрационного сейсмического источника и операцию 3 регистрации сейсмических данных. Третьим этапом является операция 4 вычисления формы колебаний вибрационного сейсмического источника из измеренных движений вибрационного сейсмического источника. Затем вычисляют желательный импульсный отклик (характеристику). Эта процедура включает в себя операцию 5 определения желательного амплитудного спектра импульсной характеристики, который в предпочтительном варианте является меньшим или равным спектру формы колебаний вибрационного сейсмического источника на всех частотах. В предпочтительном варианте выполняют операцию 6, при которой амплитуды импульсной характеристики и формы колебаний вибрационного сейсмического источника, которые являются меньшими, чем малое пороговое значение, устанавливают равными пороговому значению. В альтернативном варианте может быть добавлена небольшая величина шума на всех частотах для предварительного отбеливания спектра (эта операция на фиг. 2 не показана). Затем выполняют операцию 7 вычисления желательной фазы для импульсного отклика. При операции 8 вычисляют фильтр обращения свертки путем деления спектра вычисленной импульсной характеристики на спектр формы колебаний вибрационного сейсмического источника. При необходимости осуществляют операцию 9

- 5 007911 итерации для оптимизации параметров импульсной характеристики и фильтра обращения свертки. Если итерация необходима, то снова выполняют операцию 5, а также операции, идущие после операции 5. Затем при операции 10 фильтр обращения свертки может быть использован для обращения свертки принятых сейсмических сигналов. Отличительный признак данного способа состоит в том, что операции, связанные с вычислением импульсной характеристики и однажды уже оптимизированного фильтра обращения свертки, требуется выполнять всего лишь один раз, и нет необходимости в их повторении для последующей работы вибрационных сейсмических источников в новых местах расположения.

Специалистам в данной области техники понятно, что импульсную характеристику определяют, исходя из задач выполняемого анализа. Например, для сейсмического анализа, сосредоточенного на объекте разведки неглубокого залегания, предпочтительно использовать более острую импульсную характеристику с более высокими частотами. С другой стороны, для объекта разведки более глубокого залегания, который представляет интерес, в предпочтительном варианте может потребоваться более широкая импульсная характеристика с более низкими частотами, которые глубже проникают в землю.

Ниже приведено более подробное описание первого варианта осуществления настоящего изобретения. Сначала используют один или большее количество вибрационных источников для регистрации сейсмограмм либо наземной, либо морской сейсморазведки, и осуществляют регистрацию сигналов одним или большим количеством сейсмоприемников так, как указано на геометрической конфигурации из фиг. 1. Сейсмоприемники могут быть расположены на поверхности, что имеет место для типичных вариантов наземной сейсморазведки, подвешены в воде или расположены на морском дне, что имеет место для морской сейсморазведки, или расположены внизу ствола скважины в варианте сейсморазведки способом вертикального сейсмического профилирования, ВСП (У8Р). В предпочтительном варианте осуществления изобретения при выполнении операции 1 из фиг. 2 каждый вибрационный сейсмический источник возбуждают свип-сигналом, в котором частота сигнала увеличивается или уменьшается линейно во времени; однако, может быть использован любой свип-сигнал: с линейным изменением частоты, с нелинейным изменением частоты или с изменением частоты по случайному закону. В предпочтительном варианте осуществления изобретения свип-сигнал должен иметь низкочастотную границу, равную 8 Гц или более низкой частоте. Специалистам в данной области техники понятно, что более низкие частоты позволяют конструировать минимально-фазовые импульсные характеристики с относительно большими первыми максимумами. Высокочастотную границу следует выбирать после проверок различных значений ширины полосы частот свип-сигнала и оценки отражающих границ объекта разведки, но она обычно равна 60 Гц или более высокой частоте. Свип-сигнал, который используют для возбуждения вибрационного сейсмического источника, также именуют пилот-сигналом.

Измерения движения вибрационного сейсмического источника при операции 2 из фиг. 2 осуществляют для каждого свип-сигнала и для каждого вибрационного сейсмического источника.

Предпочтительным способом является регистрация сигнала усилия на грунт, оказываемого вибрационным сейсмическим источником, например, с использованием взвешенной по массе суммы сигналов акселерометров, расположенных на реактивной массе и на опорной плите вибрационного сейсмического источника или на сборочном узле сваи опорной плиты вибрационного сейсмического источника.

Понятно, что сигнал усилия на грунт представляет собой сигнал, используемый в режиме с обратной связью для управления возбуждением вибрационного сейсмического источника. Также понятно, что могут быть использованы иные сигналы акселерометра или измерения силы, используемые в объеме настоящего изобретения. На фиг. ЗА показан пример пилот-сигнала длительностью 8 с, измеренного сигнала усилия на грунт и сигнала формы колебаний вибрационного сейсмического источника. Измеренное усилие на грунт отличается от пилот-сигнала вследствие наличия гармоник и эффектов при контакте, как ясно показано на виде первой 1,0 с соответствующих сигналов в увеличенном масштабе, приведенном на фиг. ЗБ.

Затем при операции 4, показанной на фиг. 2, из каждого измеренного движения получают форму колебаний вибрационного сейсмического источника. В предпочтительном варианте способа форму колебаний вычисляют по производной сигнала усилия на грунт по времени в частотной области. Специалистам в данной области техники понятно, что сигнал, переданный в грунт, связан с сигналом усилия на грунт. В частности, сейсмические данные, зарегистрированные обычным сейсмоприемником, являются синфазными с производной усилия на грунт по времени. Таким образом, форма колебаний вибрационного сейсмического источника может быть вычислена из следующего соотношения: 8(ω)=ίωΟ(ω), где 8(ω) - преобразование Фурье от формы колебаний вибрационного сейсмического источника, Ο(ω) - преобразование Фурье измеренного сигнала усилия на грунт, а множитель ίω указывает результат операции взятия производной по времени в частотной области. При использовании более одного вибрационного сейсмического источника форма колебаний вибрационного сейсмического источника может быть получена из среднего значения от всех измеренных движений вибрационного сейсмического источника.

Кроме того, понятно, что пилот-сигнал является приближением сигнала усилия на грунт вследствие наличия управления с обратной связью. При отсутствии результатов измерения движения вибрационного сейсмического источника вместо сигнала усилия на грунт может быть использован эталонный сигнал для

- 6 007911 структуры формы колебаний вибрационного сейсмического источника. Это позволяет выполнять одинаковое обращение свертки, хотя эта процедура и не обеспечивает удаление гармоник, и требуется их отдельная обработка. Эталонный сигнал имеет нулевые значения на низких и на высоких частотах. Следовательно, согласно настоящему изобретению, формирование импульсной характеристики необходимо осуществлять с особой тщательностью.

В настоящем изобретении понимают важность того, чтобы форма колебаний вибрационного сейсмического источника как можно точнее соответствовала сигналу, фактически вводимому в грунт, насколько это возможно. Использование производной сигнала усилия на грунт по времени приводит к меньшему количеству шумов и артефактов, и к меньшему количеству фазовых искажений, чем при использовании непосредственно самого сигнала усилия на грунт. Аллен (А11еп) и Саллас (8а11аз) использовали сигнал усилия на грунт для решения обратной задачи и восстанавливали производную по времени способом статистического минимально-фазового обращения свертки. Однако им требовалось использовать модельную трассу для введения поправки на фазу после конечной обработки. В настоящем изобретении введение таких поправок не требуется. Под объем патентных притязаний настоящего изобретения подпадает использование иных видоизмененных вариантов, например, применение смоделированного фильтра среды или затухания, или использование иных способов измерения силы, для улучшения оценки формы колебаний вибрационного сейсмического источника.

При вычислении формы колебаний вибрационного сейсмического источника произведение ίωθ(ω) может быть также умножен на масштабный коэффициент С для нормировки амплитуды амплитудного спектра формы колебаний вибрационного сейсмического источника на единицу. Кроме того, значения сигнала колебаний вибрационного сейсмического источника меньшие, чем пороговое значение Т, могут быть установлены равными этому пороговому значению Т, поэтому 8(ω) может быть выражено, например, следующим образом:

(о) = ΐωϋθ{ώ) когда С(л>) >Т/С (1)

5(щ) = /Т/С когда О(а)<Т/С (2)

Пороговое значение Т может быть определено в абсолютных значениях, либо как процент от максимального значения, либо иным способом.

Затем осуществляют построение желательной импульсной характеристики. В частотной области эта импульсная характеристика имеет следующий вид:

где Αι(ω) и φι(ω) - соответственно, амплитуда и фаза желательного импульса. Для построения импульсной характеристики может быть использовано либо измеренное движение вибрационного сейсмического источника, взятое из результатов выполняемой сейсморазведки, либо импульсная характеристика может быть получена перед сейсморазведкой на основании опытных данных или данных из аналогичного пункта. Сначала при операции 5, показанной на фиг. 2, производят построение амплитудного спектра импульса А ι( ω), соответствующего ширине полосы частот свип-сигнала. Понятно, что в предпочтительном варианте амплитудный спектр должен иметь максимум в середине полосы частот свип-сигнала и не должен иметь крутых краев. Предпочтительным является амплитудный спектр, предложенный Андерсеном (Апбегзеп). Однако также может быть использован спектр, предложенный Трэнтэмом (ТгаШИаш), а также могут быть использованы иные варианты спектра, известные специалистам в данной области техники. Для удобства последующего описания предполагают, что амплитудный спектр имеет максимальную амплитуду, равную единице, причем при более высоких и более низких частотах амплитуда уменьшается относительно центрального участка полосы частот.

Одним из следствий построения амплитудного спектра на основании формы колебаний вибрационного сейсмического источника, а не на основании свип-сигнала, является то, что максимум амплитудного спектра импульса может находиться на иной частоте, чем максимум амплитуды свип-сигнала. Например, когда для вычисления формы колебаний используют производную по времени, что описано выше, происходит усиление более высоких частот, что дает возможность использования более высокочастотного импульса. Однако в подобных случаях для того, чтобы создать импульс с более короткой длительностью, часто производят уменьшение амплитуд на более низких частотах по сравнению с амплитудами в стандартном линейном свип-сигнале. Кроме того, как описано, например, в патентах Андерсена (Апбегзеп) и Трэнтэм (ТгаШИаш), хорошо известно, что прямоугольная импульсная характеристика соответствует более длинному импульсу, а ее спад на краях или придание ей формы укорачивает импульс. Также понятно, что гармоники, присутствующие в усилии на грунт, могут внести свой вклад в хвосты частотной характеристики, но не способствуют существенному увеличению частоты или ширины полосы частот в желательной импульсной характеристике. Предпочтительно, чтобы изменение амплитудного спектра для желательного импульса как на низких, так и на высоких частотах, было осуществлено путем гладкого уменьшения амплитуды до порогового значения как на низких, так и на высоких частотах. Это обеспечивает, что амплитуды фильтра остаются близкими к единице или меньшими, чем единица, (нулевое усиление) вне полосы свип-сигнала вибрационного сейсмического источника.

Затем при операции 6, показанной на фиг. 2, выбирают пороговое значение для амплитудного спек

- 7 007911 тра импульсной характеристики, при этом все значения амплитудного спектра, которые являются меньшими, чем пороговое значения, устанавливают равными этому значению. В альтернативном варианте может быть выполнено предварительное отбеливание, при котором для всех частот добавляют, по существу, белый шум малой постоянной амплитуды.

Одной из причин использования порогового значения при операции б является обеспечение точного вычисления фазового спектра φι(ω) импульсной характеристики при осуществлении операции 7, показанной на фиг. 2. При этой операции по амплитудному спектру вычисляют и минимально-фазовый импульс, и нуль-фазовый импульс. Минимально-фазовый импульс желателен для проведения таких анализов, как определение первого вступления. Нуль-фазовым импульсом представляют импульс в данных после конечной обработки и, следовательно, он является предпочтительным для интерпретации данных. Нуль-фазовый импульс вычисляют путем выполнения обратного преобразования Фурье амплитудного спектра, и при этом вычислении предполагают, что фаза равна нулю по всей ширине полосы частот. Минимально-фазовый импульс вычисляют путем выполнения преобразования Гильберта от натурального логарифма амплитудного спектра. Поскольку для вычисления натурального логарифма требуются ненулевые значения амплитудных спектров импульсной характеристики на всех частотах, то пороговое значение, применяемое при выполнении операции 6, обеспечивает условие неравенства амплитуды нулю по всей ширине полосы частот спектра импульсной характеристики. Затем используют обратное преобразование Фурье для вычисления минимально-фазовой импульсной характеристики.

При операции 8, показанной на фиг. 2, осуществляют построение амплитудного спектра фильтра обращения свертки путем деления амплитудного спектра импульсной характеристики на амплитудный спектр формы колебаний вибрационного сейсмического источника. Для обеспечения соответствия амплитуды спектра импульса с амплитудой формы колебаний вибрационного сейсмического источника в области центральной частоты полосы частот может быть использован масштабный коэффициент для амплитудного спектра формы колебаний вибрационного сейсмического источника. В альтернативном варианте для выравнивания амплитуд может быть использовано среднеквадратичное значение амплитуды в заданном окне частот. Те значения амплитуды на низкочастотном и на высокочастотном краях амплитудного спектра формы колебаний вибрационного сейсмического источника, которые являются меньшими, чем пороговое значение, устанавливают равными пороговому значению, для облегчения последующего использования фильтра обращения свертки. Пороговое значение обычно устанавливают равным некоторому проценту от максимального значения спектра, и оно должно быть равным или большим, чем пороговое значение, используемое для импульсной характеристики. Это пороговое значение оказывает воздействие только лишь на низкие и высокие частоты при последующей обработке, и его используют для аналитической устойчивости.

При осуществлении операции 9 из фиг. 2 как импульсную характеристику, так и фильтр обращения свертки подвергают изучению для определения того, являются ли их характеристики пригодными для намеченного анализа. Путем обратного преобразования Фурье вычисляют импульсную характеристику во временной области и оценивают ее в отношении пригодности для предстоящего анализа. Годографы импульса должны иметь мало побочных максимумов, быть короткими по времени, а у минимальнофазового импульса большая часть его энергии должна быть сосредоточена в начале импульса. Процесс повторяют итерационным способом до тех пор, пока не будут получены оптимальные спектры импульсной характеристики, как с точки зрения временной характеристики импульсов, так и с точки зрения усиления фильтра. Специалистам в данной области техники понятно, что этот итерационный процесс включает в себя оценку параметров импульсных сигналов, как нуль-фазового, так и минимально-фазового, во временной области, и оценку параметров амплитудного спектра импульсной характеристики, особенно в высокочастотных и в низкочастотных участках спектра, в частотной области. Итерационный процесс также содержит операцию оценки параметров амплитудного спектра фильтра в частотной области, при которой особое внимание опять-таки уделяют высокочастотным и низкочастотным участкам спектра. Наконец, итерационный процесс может включать в себя выборочное применение фильтра к реальным сейсмическим данным для определения способности фильтра устранять шум в обработанных данных и тенденцию появления волн-предшественников в обработанных данных. Понятно, что одним из параметров, изучаемых при проверке фильтра на реальных сейсмических данных, является способность определения значений времени первого вступления, и пределы, в которых форма импульса является достаточно ясной и чистой. Как упомянуто выше, одной из общих характерных черт, которые обычно содержит амплитудный спектр импульса, является то, что его амплитуда является меньшей и что она стремится к нулевому значению быстрее, чем амплитуда спектра формы колебаний вибрационного сейсмического источника в низкочастотном диапазоне. Импульсная характеристика также обычно стремится к нулевому значению на более высоких частотах с такой скоростью, которая является достаточной для того, чтобы амплитуда отклика была меньшей, чем амплитуда формы колебаний вибрационного сейсмического источника в той полосе частот, в которой начинают наблюдаться гармоники, и в предпочтительном варианте она установлена равной желательному пороговому значению. Результирующий фильтр, получаемый из импульсной характеристики, в предпочтительном варианте имеет значения амплитуды меньшие, чем единица, в низкочастотном диапазоне, например, на частотах ниже 8 Гц, и на высокочастотном

- 8 007911 краю, расположенном выше, чем наиболее высокие частоты в свип-сигнале. В высокочастотном диапазоне амплитуды фильтров согласно настоящему изобретению также являются меньшими, чем амплитуды фильтров, полученных с использованием способов из предшествующего уровня техники.

В частотной области фильтр Ρ(ω) обращения свертки представляет собой желательную импульсную характеристику Ι(ω) в частотной области, деленную на форму колебаний 8(ω) вибрационного сейсмического источника, или

где Α_Ι(ω) и φ_Ι(ω) - амплитуда и фаза желательного импульса, а Ά_ο(ω) и φ_ο(ω) - амплитуда и фаза сигнала усилия на грунт, оказываемого вибрационным сейсмическим источником. Вычисление производной по времени для формы колебаний вибрационного сейсмического источника представляет собой масштабирование по амплитуде на 1/ω омега и сдвиг по фазе на 90° или на π/2.

Затем осуществляют операцию 10, показанную на фиг. 2, при которой применяют фильтр обращения свертки для обработки сейсмических данных, полученных в результате операции 3, в частотной области. Для минимально-фазовых причинно обусловленных результатов важно, что для каждой амплитудной составляющей фильтра обращения свертки также применяют эквивалентную минимальнофазовую функцию. И, наоборот, для каждой поправки на фазу, например, для поворота фазы на 90°, также должна быть применена соответствующая коррекция амплитуды, например, на 1/ω. Как описано выше, настоящее изобретение удовлетворяет обоим этим критериям.

Во втором варианте осуществления настоящего изобретения обращение свертки формы колебаний вибрационного сейсмического источника выполняют в рамках матричной схемы разделения для нескольких вибрационных сейсмических источников, управляемых одновременно. В этом варианте осуществления изобретения множество вибрационных сейсмических источников затем используют для осуществления нескольких свипирований. Количество свип-сигналов должно быть равным или большим, чем количество вибрационных сейсмических источников. Выполняют измерения и движений вибрационных сейсмических источников, и принятых сейсмических сигналов. Затем вычисляют формы колебаний вибрационного сейсмического источника с обрезкой амплитуд по минимальному пороговому значению. Затем выполняют построение желательной импульсной характеристики описанным выше способом. Осуществляют генерацию оператора матрицы обращения свертки в частотной области, который выделяет отклик среды для каждого вибрационного сейсмического источника и заменяет отдельные формы колебаний вибрационного сейсмического источника желательной импульсной характеристикой. Этот оператор применяют для восстановления сейсмических данных путем обращения свертки и для разделения этих данных в соответствии с местами расположения отдельных вибрационных сейсмических источников.

В этом втором варианте осуществления изобретения множество свип-сигналов, количество которых равно или превышает количество вибрационных сейсмических источников, получают одновременно от всех вибрационных сейсмических источников, и используют способ матричного разделения и обращения свертки для вибрационных сейсмических источников. В предпочтительном варианте осуществления изобретения способ разделения включает в себя использование фазового кодирования. Например, при наличии трех вибрационных сейсмических источников и трех свип-сигналов может быть построена последовательность, в которой управление осуществляют таким образом, что при каждом свип-сигнале происходит рассогласование одного вибрационного сейсмического источника по фазе на 90° относительно других вибрационных сейсмических источников, например, так как указано ниже.

Свип-сигнал	Вибрационный сейсмический источник 1	Вибрационный сейсмический источник 2	Вибрационный сейсмический источник 3
1	90	0	0
2	0	90	0
3	0	0	90

Также возможно наличие четвертого свип-сигнала, при котором все вибрационные сейсмические источники вибрируют одновременно и синфазно в течение одного свип-сигнала, например, следующим образом. ______________________________________________________________________

Свип-сигнал	Вибрационный сейсмический источник 1	Вибрационный сейсмический источник 2	Вибрационный сейсмический источник 3
1	90	0	0
2	0	90	0
3	0	0	90
4	0	0	0

- 9 007911

Вышеупомянутое фазовое кодирование также может быть наложено вместе с вариацией фазы (уапрйаыпд) для дополнительного уменьшения гармоник в том случае, когда форма колебаний вибрационного сейсмического источника не полностью совпадает с гармониками, введенными в грунт. Вариация фазы (уапрйаыпд), описанная в публикации Е. КтеНсй, Еебисйоп о£ Нагшошс ΌίδΐΟΓΐίοπ ΐη У1Ъга1огу 8оигсе Еесогбз Оеорйуыса1 Ргозресйпд, ν. 29, рр. 178-188, 1981, включает в себя вращения фазы на коэффициент 2п/М, где М - количество свип-сигналов. Это обеспечивает подавление всех гармоник до Мго порядка включительно. Для использования в этой заявке на изобретение угол вариации фазы суммируют со сдвигом фазы на 90°. Например, для М=4 свип-сигналов углы вращения при вариации фазы составляют 0, 90, 180 и 270°. Понятно, что вращения фазы могут быть выполнены в любом порядке, и что в вышеупомянутом коэффициенте могут быть использованы множители более высокого порядка, кратные 2π, не выходя за пределы объема настоящего изобретения. Например, однократное добавление девяностоградусного фазового кодирования для одного вибрационного сейсмического источника дает следующее. Первый свип-сигнал имеет фазовый угол, равный 0° для всех вибрационных сейсмических источников, за исключением первого вибрационного сейсмического источника, который производит свипирование при 0+90 или 90°. Второй свип-сигнал имеет фазу 180° для всех вибрационных сейсмических источников, за исключением второго вибрационного сейсмического источника, который производит свипирование при 180+90 или 270°, и т.д. для других двух свип-сигналов.

Свипсигнал	Вибрационный сейсмический источник 1	Вибрационный сейсмический источник 2	Вибрационный сейсмический источник 3	Вибрационный сейсмический источник 4
1	90	0	0	0
2	90	180	90	90
3	180	180	270	180
4	270	270	270	0

Понятно, что также могут быть использованы иные способы кодирования.

Ниже приведено более подробное описание этого второго варианта осуществления настоящего изобретения со ссылкой на фиг. 4. Рассмотрим N вибрационных сейсмических источников, излучающих Μ>Ν свип-сигналов в грунт (фиг. 4, операция 50), и в результате этого получают М зарегистрированных трасс данных (фиг. 4, операция 54). Желательно, путем решения системы линейных уравнений, в результате чего вычисляют набор из N значений отражательной способности геологической среды, получить оператор, который лучше всего прогнозирует зарегистрированные данные, на основании известных форм колебаний вибрационных сейсмических источников, количество которых равно ΜΝ. Со ссылкой на чертеж фиг. 1, на котором показаны четыре вибрационных сейсмических источника 18, 20, 22, 24, излучающие в грунт различные формы колебаний 8₁, 8₂, 8₃, 8₄. Происходит свертка каждой формы колебаний с различной последовательностью е₁, е₂, е₃, е₄ значений отражательной способности геологической среды (например, в результате отражений в точках 1₁, 1₂, 1₃ и 1₄ на фиг. 1). Последовательность в геологической среде может содержать отражающие границы, кратные отражения и эффекты приповерхностного происхождения.

Трассы ф, зарегистрированные в каждом сейсмоприемнике 42, 44, 46, 48, представляют собой сумму значений отражательной способности геологической среды под каждым вибрационным сейсмическим источником, отфильтрованных формой колебаний. Трасса φ(ΐ) данных, зарегистрированная для 1того свип-сигнала, равна:

Л (5)

7=1 где δίί(ΐ) - ΐ-тый свип-сигнал от фтого вибрационного сейсмического источника. а еф!)-отражательная способность геологической среды, просматриваемая фтым вибрационным сейсмическим источником.

В частотной области это выражение имеет следующий вид:

Л (б)

7=1 и оно может быть выражено в матричном виде для М свип-сигналов и N вибрационных сейсмических источников следующим образом:

'5,,	5,2	ι----------------- И		Ό,'
5₂₁	$22	$2Ν	Ό	Λ
5,1	8₃₂		ε₂	Λ
V	*^42	$4Ν		ο.
	•	•
Л.	$М2	$ΜΝ_		Ρμ.

- 10 007911

Или

8£ = Л (В)

Если количество свип-сигналов равно количеству вибрационных сейсмических источников, то отклик среды может быть определен через фильтр Е:

£ = ЕП,где Г = 8^Ч (9)

Фильтр Е представляет собой инверсию матрицы форм колебаний вибрационного сейсмического источника. В этом способе решения из предшествующего уровня техники фильтр Е инверсии разделяет отклик каждого вибрационного сейсмического источника и сжимает свип-сигналы в импульсы. Однако, как описано выше применительно к первому варианту осуществления настоящего изобретения, для определения отклика среды более желательно использовать фильтр обращения свертки, который содержит минимально-фазовую импульсную характеристику I. Предпочтительный вариант фильтра согласно настоящему изобретению, выраженный в матричной форме, имеет следующий вид:

Е = 7(8’’) (Ю)

Следует отметить, что уравнение (10) представляет собой матричный эквивалент уравнения (4), рассмотренного выше. Со ссылкой на фиг. 4, регистрацию движения вибрационного сейсмического источника, выполняемую при операции 52, и вычисление формы колебаний вибрационного сейсмического источника, выполняемое при операции 56, осуществляют способом, аналогичным тому, который был описан выше применительно к фиг. 2. При операции 58 из фиг. 4 производят построение импульсной характеристики согласно процедуре, описание которой приведено выше при рассмотрении операций 5, 6 и 7 из фиг. 2. Эту импульсную характеристику используют в уравнении (10) для определения фильтра Е обращения свертки, которое выполняют при операции 62, и для последующего разделения и обращения свертки зарегистрированных сейсмических данных, что осуществляют при операции 64. Специалистам в данной области техники понятно, что в вариантах осуществления настоящего изобретения для множества вибрационных сейсмических источников может содержаться операция 9 итерации из фиг. 1, которая не изображена на фиг. 4, как желательная или необходимая. Если количество свип-сигналов превышает количество вибрационных сейсмических источников, то задача с множеством вибрационных сейсмических источников является переопределенной, и решение должно быть найдено путем анализа наименьших квадратов. Нормальными уравнениями являются следующие:

8*8£ = 8*Ζ) ⁽¹¹⁾

Е = (8*8)~'8*Л где 8* - сопряженно-транспонированная матрица 8 формы колебаний вибрационного сейсмического источника. Уравнения 11 включают в себя способ из предшествующего уровня техники, который является следствием способа, раскрытого Салласом (8а11аз) и др. в США № 5721710. Однако согласно настоящему изобретению предпочтительным вариантом для удаления формы колебаний 8у вибрационного сейсмического источника и ее замены импульсной характеристикой I является использование обращения свертки. В этом варианте осуществления изобретения фильтр Е обращения свертки имеет следующий вид:

Г = (8*8)^_'(8*7) ⁽¹²⁾

Специалистам в данной области техники понятно, что существует несколько способов вычисления фильтра Е в уравнении (12). В одном из таких способов для вычисления оператора (8*8)^-1(8*1) используют ЬИ-разложение матрицы (8*8) и прямую и обратную подстановку. Дополнительные подробности об этом способе и об иных подобных способах могут быть найдены в публикации Хишепса1 Кеырез, Н. Ргезз е! а1., СашЬпйде ишуегзйу Ргезз, 1986. После того, как осуществлена генерация матрицы Е фильтра, ее применяют для каждой трассы данных в частотной области для получения разделенной сейсмограммы для каждого вибрационного источника.

После разделения данных и решения обратной задачи согласно способу из настоящего изобретения могут быть применены различные процедуры. В способе из настоящего изобретения для восстановления данных путем обращения свертки используют наилучшую оценку формы колебаний вибрационного сейсмического источника, но очевидно, что энергия, реально введенная в грунт, может быть связана с вычисленной формой колебаний иными минимально-фазовыми процессами. Например, на реальную форму колебаний могут воздействовать эффекты приповерхностного происхождения. Как изложено в патенте Аллена (А11еп), процедура поверхностно-согласованного обращения свертки или обратной фильтрации сжатия может устранить эти эффекты. Последующими процедурами обработки, которые также могут быть применены, являются, в том числе, подавление шумов, введение поправок на расхождение и введение статических поправок, но эти примеры не являются ограничивающим признаком.

В вариантах применения настоящего изобретения с множеством вибрационных сейсмических источников разделение данных на однозначно определяемые точки расположения источника для каждого вибрационного сейсмического источника предоставляет возможность улучшать качество данных за счет особых способов обработки. Обычно, например, в станции-источнике одновременно управляют несколькими вибрационными сейсмическими источниками, которые образуют группу источников. Группа может обеспечивать подавление некоторых шумов, вызванных поверхностными волнами, но поскольку ко

- 11 007911 личество вибрационных сейсмических источников обычно мало, то подавление шумов группой обычно является не очень эффективным. К тому же, если вибрационные сейсмические источники расположены на различных высотах, то отражения могут приходить в приемники с небольшой разницей по времени.

Наличие разницы по времени приводит к ограничению высокочастотных составляющих в обработанных данных. Наконец, шаг между трассами в обработанных данных ограничен расстоянием между станциями приемников и источников. За счет разделения данных на однозначно определяемые точки расположения источников согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, отражающие границы могут быть совмещены перед суммированием данных в группы. Затем могут быть вычислены статические поправки на источник для каждого вибрационного сейсмического источника любым обычным способом и применены к данным. Кроме того, могут быть введены поправки на дифференциальное нормальное приращение времени между единичными вибрационными сейсмическими источниками вследствие немного разного удаления каждого источника. Кроме того, затем может быть произведено подавление шума, созданного источником, с использованием однозначно определенных значений удаления для каждого источника.

Данные, зарегистрированные набором вибрационных сейсмических источников, могут быть упорядочены в виде суперсейсмограммы путем их сортировки по однозначно определенным значениям удаления для каждого источника и каждого приемника. Дополнительная пространственная выборка в суперсейсмограмме позволяет удалять когерентный шум такими способами, как, например, частотноволновочисленная фильтрация (ЕК-фильтрация), который был наложен на спектр с исходным шагом. После удаления шума и совмещения отражающих границ может быть выполнено формирование группы. В альтернативном варианте данные могут быть представлены в виде более мелких общих глубинных площадок общей глубинной точки (ОГТ) с использованием исходного расстояния до источника и введены в миграцию до суммирования. Например, если исходное расстояние между источником и приемником равно 50 метрам (м), то шаг между ОГТ равен 25 м. Однако, если в каждом интервале до источника использованы 4 вибрационных сейсмических источника, а зарегистрированные сейсмограммы разделены, то данные могут быть представлены в виде общих глубинных площадок с шагом 6,25 м. Выходной результат может быть представлен в любом желательном виде: либо с более мелким шагом между трассами, либо с крупным шагом.

Преимущества построения фильтров обращения свертки согласно вариантам осуществления настоящего изобретения могут быть продемонстрированы с использованием сигналов, показанных на фиг.

3. Как упомянуто выше, на чертеже фиг. 3 показан пилот-свип-сигнал и сигнал усилия на грунт из стандартного линейного свип-сигнала длительностью 8 с. Полоса частот составляет от 8 до 128 Гц. Из чертежа видно, что усилие на грунт не является столь же гладким и непрерывным, как пилот-сигнал, что обусловлено наличием гармоник. Для справки на фиг. 3 также показана форма колебаний вибрационного сейсмического источника, вычисленная с использованием производной усилия на грунт.

На фиг. 5 продемонстрирована конфигурация фильтра 506, полученного из формы колебаний 504 вибрационного сейсмического источника с использованием амплитудного спектра 502 из патента Трэнтэма (ТгапШат). Преимущество этого амплитудного спектра состоит в том, что его величина спадает до нуля на высокой и на низкой частоте, как и у свип-сигнала. Однако, следует отметить, что амплитуда фильтра 506 имеет максимум на относительно низкой частоте по сравнению с центром полосы частот, и амплитуда фильтра также увеличивается до существенно высокой амплитуды вблизи от верхнего края полосы частот в области 125-130 Гц. Вследствие наличия этой высокой амплитуды в обработанных данных могут содержаться данные 508 в виде гармоник. Следствием этих параметров является то, что импульсные характеристики 510 и 512 для этого фильтра проявляют некоторую реверберацию при более длительных временах, и специалистам в данной области техники понятно, что, в предпочтительном варианте следует избегать таких параметров, приводящих к реверберации.

На фиг. 6 использован амплитудный спектр 602 из патента Андерсена. Этот спектр не спадает до нуля, когда свип-сигнал стремится к нулю, и следует отметить, что амплитудная характеристика фильтра гораздо лучше работает в центральной области полосы частот. Однако, наблюдается, что фильтр 606 имеет существенно большие максимумы амплитуды и в низкочастотных и в высокочастотных диапазонах с амплитудами фильтра, намного большими, чем 1,0. В результате, фильтр усиливает зарегистрированный гармонический шум 608. Наконец, несмотря на то, что импульсные характеристики 610 и 612 являются улучшенными по сравнению с импульсными характеристиками из патента Трэнтэма (ТгапШат), предпочтительно, чтобы максимум откликов был бы более высоким.

На фиг. 7 изображен фильтр 706 и импульсные характеристики 710 и 712, полученные из варианта осуществления настоящего изобретения. В этом решении к амплитудному спектру 702 добавлен спад до минимального порогового значения как в низкочастотной, так и в высокочастотной области (на фиг. 7 минимальное пороговое значение не видно). Кроме того, спад в верхней части полосы частот был изменен таким образом, что амплитуда спектра 702 является меньшей, чем амплитуда формы колебаний 704, по существу, во всей верхней части полосы частот. В результате получен фильтр 706 с существенно сниженными амплитудами, как в верхней, так и в нижней части полосы частот, и чистые волновые импульсы 710 и 712 с тремя максимумами, каждый из которых имеет большой главный максимум.

- 12 007911

На чертежах фиг. 8-15 проиллюстрированы преимущества использования вариантов осуществления настоящего изобретения. На фиг. 8 показан фильтр инверсии известный из предшествующего уровня техники, созданный из свип-сигнала, показанного на фиг. 3, согласно патенту, выданному Аллену (А11еп). Поскольку свип-сигнал начинается с частоты 8 Гц и заканчивается на частоте 128 Гц, то решение обратной задачи для свип-сигнала приводит к большому усилению на частотах ниже 8 и выше 128 Гц. Результат применения этого оператора инверсии к сейсмическим данным показан на фиг. 9. На чертеже фиг. 9А, на котором изображены данные, зарегистрированные сейсмоприемниками в скважине, продемонстрированы первые вступления с наличием помех в виде низкочастотного шума, который усилен фильтром инверсии. Это также ясно проявляется в спектре, показанном на фиг. 9Б, на котором также видно наличие больших величин на низкой частоте. Для сравнения на фиг. 10 показан результат применения фильтра обращения свертки согласно одному из вариантов осуществления настоящего способа к данным того же самого скважинного сейсмоприемника. Данные, показанные на фиг. 10А, являются чистыми и свободными от помех, ясно показывая первые вступления и отражения. На спектре из фиг. 10Б показана минимальная энергия сигнала вне полосы частот свип-сигнала от 8 до 128 Гц. Следовательно, отсутствует необходимость в последующей фильтрации для устранения шума на низких и высоких частотах, что является усовершенствованием, обеспечиваемым настоящим изобретением по сравнению с предшествующим уровнем техники.

Как описано выше, традиционный способ обеспечения устойчивости фильтра инверсии состоит в том, что осуществляют предварительное отбеливание формы колебаний путем добавления белого шума. Однако при предварительном отбеливании производят коррекцию амплитуд фильтра без введения соответствующей поправки на фазу. Хотя для малых добавленных амплитуд шума, меньших, чем 1%, этот эффект может быть слабым, для предотвращения большого усиления на более низких и более высоких частотах могут потребоваться более высокие уровни шума в интервале от 3 до 5%. В результате, в обработанных данных возникают фазовые искажения и волны-предшественники. Специалистам в данной области техники понятно, что для первых вступлений с действительно минимально-фазовыми данными не должно быть никакой волны-предшественника. На фиг. 11 показаны данные первого вступления для различных способов предварительной обработки, и дополнительно продемонстрированы преимущества настоящего изобретения. На фиг. 11 позиция Г показаны результаты, полученные из данных импульса, зарегистрированных сейсмоприемниками в скважине. На фиг. 11 позиция А показаны обычные коррелированные данные, и ясно видно их плохое соответствие данным импульса. На фиг. 11 позиция Б показано решение обратной задачи согласно способу, предложенному Алленом (А11еп), и, несмотря на улучшенное соответствие данным импульса, результат по-прежнему является зашумленным, и видна волнапредшественник. На фиг. 11 позиция В показаны результаты применения фильтра обращения свертки согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Энергия волны-предшественника мала, а сейсмические сигналы хорошо соответствуют данным импульса.

На чертежах фиг. 12-15 показаны улучшенные результаты обработки сейсмических данных, полученные в результате использования вариантов осуществления способа из настоящего изобретения. На фиг. 12 и 13 продемонстрированы преимущества вариантов осуществления настоящего изобретения в отношении способности использования однозначно определенных точек расположения источника после выделения отдельных записей от каждого вибрационного сейсмического источника. На фиг. 12А показана исходная сейсмограмма общей глубинной точки (ОГТ) с использованием четырех вибрационных сейсмических источника в каждой станции. При традиционной регистрации сейсмических данных данные из каждой группы, состоящей из 4 трасс, объединяют в поле по мере их регистрации. Данные суммируют и применяют обычные статические поправки и поправки на нормальное приращение времени, НПВ (ΝΜΟ). Показанная на фиг. 13 А результирующая сейсмограмма общей средней точки (ОСТ) ясно демонстрирует, что отражающие границы не совмещены. Однако, за счет разделения отдельных вибрационных сейсмических источников с использованием варианта осуществления настоящего изобретения, со статическими поправками и поправками на НПВ, примененными к сейсмограмме каждого вибрационного сейсмического источника, что показано на фиг. 12Б, получают данные, результат обработки которых, изображенный на сейсмограмме из фиг. 13Б, демонстрирует намного лучшую непрерывность отражающих границ по сравнению с фиг. 13 А.

Кроме того, как показано на чертежах фиг. 14 и 15, настоящее изобретение способствует лучшему подавлению шумов. На фиг. 14А показаны результаты, полученные способом из предшествующего уровня техники при наличии четырех вибрационных сейсмических источников в каждой станции, и имеет место большая величина наложенного на спектр шума, вызванного поверхностными волнами. Когда данные просуммированы, способы подавления шумов не могут обеспечить удаление большой части наложенной поверхностной волны без удаления сигнала. На фиг. 15 А показан результат, в котором отражающие границы трудноразличимы из-за шума. В отличие от этого, на фиг. 14Б показан вариант упорядочения данных в виде суперсейсмограммы с использованием отдельных расстояний от источника до приемника согласно одному из вариантов осуществления способа из настоящего изобретения. Большая часть шума, вызванного поверхностными волнами, больше не является наложенной на спектр и может быть удалена до формирования группы сейсмоисточников. Результат, показанный на фиг. 15Б, представ

- 13 007911 ляет собой данные, в которых отражающие границы, больше не являющиеся трудноразличимыми из-за шума, можно видеть при небольших значениях удаления.

Следует понимать, что выше было приведено просто подробное описание конкретных вариантов осуществления этого изобретения. Могут быть использованы иные варианты осуществления изобретения, и могут быть реализованы многочисленные изменения раскрытых вариантов осуществления изобретения в соответствии с приведенным здесь раскрытием сущности изобретения, не отступая от сущности или объема патентных притязаний настоящего изобретения. Кроме того, каждый из вышеупомянутых вариантов осуществления изобретения подпадает под объем защиты настоящего изобретения. Следовательно, подразумевают, что приведенное выше описание не ограничивает объем защиты настоящего изобретения. Объем защиты настоящего изобретения определяется только прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки сейсмических данных, сформированных вибрационным сейсмическим источником, содержащий следующие операции:

(a) измеряют сигнал, соответствующий движению вибрационного сейсмического источника;

(b) вычисляют форму колебаний вибрационного сейсмического источника для упомянутого измеренного сигнала движения вибрационного сейсмического источника;

(c) определяют желательную импульсную характеристику обработки сейсмических данных, причем высокочастотные и низкочастотные участки амплитудного спектра упомянутой импульсной характеристики спадают к нулю быстрее, чем высокочастотные и низкочастотные участки амплитудного спектра упомянутой формы колебаний вибрационного сейсмического источника;

(б) вычисляют фильтр обращения свертки из соотношения между желательной импульсной характеристикой и вычисленной формой колебаний вибрационного сейсмического источника;

(е) осуществляют обработку упомянутых сейсмических данных с использованием упомянутого фильтра обращения свертки.
2. Способ по п.1, в котором упомянутым сигналом движения вибрационного сейсмического источника является сигнал усилия на грунт, оказываемого вибрационным сейсмическим источником.
3. Способ по п.1, в котором упомянутый сигнал движения вибрационного сейсмического источника аппроксимирован пилот-сигналом вибрационного сейсмического источника.
4. Способ по п.1, в котором малые значения амплитудного спектра упомянутой импульсной характеристики установлены равными пороговому значению.
5. Способ по п.1, в котором малые значения амплитудного спектра упомянутой импульсной характеристики установлены меньшими, чем пороговое значение.
6. Способ по п.1, в котором форму колебаний вибрационного сейсмического источника вычисляют из производной упомянутого сигнала усилия на грунт по времени.
7. Способ по п.1, в котором упомянутая операция вычисления упомянутого фильтра обращения свертки включает в себя итерационную процедуру, при которой производят анализ нуль-фазовых и минимально-фазовых импульсных характеристик для определения пригодности упомянутого фильтра обращения свертки для обработки высокочастотных и низкочастотных компонентов данных, содержащихся в упомянутых сейсмических данных.
8. Способ по п.1, в котором используют множество вибрационных сейсмических источников, а результирующую матрицу форм колебаний вибрационных сейсмических источников инвертируют и используют для определения упомянутого фильтра обращения свертки.
9. Способ по п.1, в котором к значениям амплитудного спектра упомянутой импульсной характеристики на всех частотах добавляют небольшой по величине шум для предварительного отбеливания.
10. Способ по п.1, в котором для формирования сейсмических данных используют множество вибрационных источников, а для регистрации сейсмических данных используют множество сейсмоприемников, при этом каждый вибрационный сейсмический источник возбуждают путем свип-сигнала, изменяющегося по частоте.
11. Способ по п.10, в котором генерацию полного решения, включающего в себя все компоненты матрицы, осуществляют с использованием одного фильтра для всех свип-сигналов при полностью связанном вычислении полного матричного решения.
12. Способ по п.1, в котором частота свип-сигнала увеличивается линейно во времени.
13. Способ по п.1, в котором частота свип-сигнала уменьшается линейно во времени.
14. Способ по п.1, в котором свип-сигнал представляет собой свип-сигнал с нелинейным изменением частоты.
15. Способ по п.1, в котором свип-сигнал представляет собой свип-сигнал с изменением частоты по случайному закону.
16. Способ по п.10, в котором возбуждение различных вибрационных сейсмических источников осуществляют различными свип-сигналами, которые являются закодированными по фазе.

- 14 007911
17. Способ по п.10, в котором возбуждение различных вибрационных сейсмических источников осуществляют свип-сигналами, при этом возбуждение одного вибрационного сейсмического источника поодиночке осуществляют свип-сигналом со сдвигом фазы на 90° относительно фаз других вибрационных сейсмических источников.
18. Способ по п.10, в котором используют множество свип-сигналов, и свип-сигналы содержат сдвиги фазы на 360/Ν°, где N - целое число.
19. Способ по п.17, в котором используют множество свип-сигналов, и свип-сигналы содержат сдвиги фазы на 360/Ν°, где N - целое число.
20. Способ по п.10, в котором возбуждение различных вибрационных сейсмических источников осуществляют свип-сигналами, охватывающими различные диапазоны частот в различные моменты времени.
21. Способ по п.10, в котором возбуждение различных вибрационных сейсмических источников осуществляют свип-сигналами, начинающимися в различные моменты времени.
22. Способ по п.1, в котором место расположения сейсмоприемников выбрано из группы, включающей в себя сейсмоприемники, расположенные на поверхности Земли, сейсмоприемники, подвешенные в воде, сейсмоприемники, расположенные на морском дне, сейсмоприемники, расположенные в стволе скважины, и любую их комбинацию.
23. Способ по п.10, содержащий следующие дополнительные операции:

(a) разделяют данные от каждого вибрационного сейсмического источника на отдельные сейсмограммы для каждого места расположения источника;

(b) применяют статические поправки и поправки на дифференциальное нормальное приращение времени, НПВ (ΝΜΟ), для каждого места расположения источника;

(c) суммируют данные для каждого места расположения источника.
24. Способ по п.10, содержащий следующие дополнительные операции:

(a) разделяют данные от каждого вибрационного сейсмического источника на отдельные сейсмограммы для каждого места расположения источника;

(b) строят суперсейсмограммы для повышения эффективности способов удаления шума, и (c) суммируют данные для каждого места расположения источника.
25. Способ по п.10, содержащий следующую дополнительную операцию: разделяют данные на общие глубинные площадки с малыми расстояниями между ними методом общей глубинной точки и осуществляют миграцию данных, за счет чего улучшают построение изображения и фокусировку.
26. Способ обработки сейсмических данных, сформированных по меньшей мере двумя вибрационными сейсмическими источниками с несколькими свип-сигналами, количество которых, по меньшей мере, равно количеству вибрационных сейсмических источников, содержащий следующие операции:

(a) измеряют сигнал движения вибрационного сейсмического источника для каждого вибрационного сейсмического источника;

(b) измеряют сейсмический сигнал;

(c) вычисляют форму колебаний вибрационного сейсмического источника для упомянутого измеренного сигнала движения вибрационного сейсмического источника;

(б) определяют желательную импульсную характеристику обработки сейсмических данных, причем высокочастотные и низкочастотные участки амплитудного спектра упомянутой импульсной характеристики спадают к нулю быстрее, чем высокочастотные и низкочастотные участки амплитудного спектра упомянутого сигнала движения вибрационного сейсмического источника;

(е) вычисляют матрицу обращения свертки в частотной области, которая отделяет отклик среды для каждого вибрационного сейсмического источника и заменяет формы колебаний отдельных вибрационных сейсмических источников желательной импульсной характеристикой;

(ί) осуществляют обработку упомянутых сейсмических данных и выделяют данные, соответствующие отдельным вибрационным сейсмическим источникам, с использованием упомянутой матрицы обращения свертки.
27. Способ по п.26, в котором упомянутым сигналом движения вибрационного сейсмического источника является сигнал усилия на грунт, оказываемого вибрационным сейсмическим источником.
28. Способ по п.26, в котором упомянутый сигнал движения вибрационного сейсмического источника аппроксимирован пилот-сигналом вибрационного сейсмического источника.
29. Способ по п.26, в котором малые значения амплитудного спектра упомянутой импульсной характеристики установлены равными пороговому значению.
30. Способ по п.26, в котором малые значения амплитудного спектра упомянутой импульсной характеристики установлены меньшими, чем пороговое значение.
31. Способ по п.26, в котором форму колебаний вибрационного сейсмического источника вычисляют из производной упомянутого сигнала усилия на грунт по времени.
32. Способ по п.26, в котором упомянутая операция вычисления упомянутого фильтра обращения свертки включает в себя итерационную процедуру, при которой производят анализ нуль-фазовых и ми

- 15 007911 нимально-фазовых импульсных характеристик для определения пригодности упомянутого фильтра обращения свертки для обработки высокочастотных и низкочастотных компонентов данных, содержащихся в упомянутых сейсмических данных.
33. Способ по п.26, в котором к значениям амплитудного спектра упомянутой импульсной характеристики на всех частотах добавляют небольшой по величине шум для предварительного отбеливания.
34. Способ по п.26, в котором частота свип-сигнала увеличивается линейно во времени.
35. Способ по п.26, в котором частота свип-сигнала уменьшается линейно во времени.
36. Способ по п.26, в котором свип-сигнал представляет собой свип-сигнал с нелинейным изменением частоты.
37. Способ по п.26, в котором свип-сигнал представляет собой свип-сигнал с изменением частоты по случайному закону.
38. Способ по п.26, в котором возбуждение различных вибрационных сейсмических источников осуществляют свип-сигналами, которые являются закодированными по фазе.
39. Способ по п.26, в котором возбуждение различных вибрационных сейсмических источников осуществляют свип-сигналами, при этом возбуждение одного вибрационного сейсмического источника поодиночке осуществляют свип-сигналом со сдвигом фазы на 90° относительно фаз других вибрационных сейсмических источников.
40. Способ по п.26, в котором используют множество свип-сигналов, и свип-сигналы содержат сдвиги фазы на 360/Ν°, где N - целое число, в любом порядке их следования.
41. Способ по п.39, в котором используют множество свип-сигналов, и свип-сигналы содержат сдвиги фазы на 360/Ν°, где N - целое число, в любом порядке их следования.
42. Способ по п.26, в котором возбуждение различных вибрационных сейсмических источников осуществляют свип-сигналами, охватывающими различные диапазоны частот в различные моменты времени.
43. Способ по п.26, в котором возбуждение различных вибрационных сейсмических источников осуществляют свип-сигналами, начинающимися в различные моменты времени.
44. Способ по п.26, в котором место расположения сейсмоприемников выбрано из группы, включающей в себя сейсмоприемники, расположенные на поверхности Земли, сейсмоприемники, подвешенные в воде, сейсмоприемники, расположенные на морском дне, сейсмоприемники, расположенные в стволе скважины, и любую их комбинацию.
45. Способ по п.26, содержащий следующие дополнительные операции:

(a) разделяют данные от каждого вибрационного сейсмического источника на отдельные сейсмограммы для каждого места расположения источника;

(b) применяют статические поправки и поправки на дифференциальное нормальное приращение времени, НПВ (ΝΜΟ), для каждого места расположения источника;

(c) суммируют данные для каждого места расположения источника.
46. Способ по п.26, содержащий следующую дополнительную операцию: строят суперсейсмограммы для повышения эффективности способов удаления шума.
47. Способ по п.26, содержащий следующую дополнительную операцию: разделяют данные на общие глубинные площадки с малыми расстояниями между ними методом общей глубинной точки и осуществляют миграцию данных, за счет чего улучшают построение изображения и фокусировку.