Способ обработки сейсмических данных для повышения пространственного разрешения

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано в процессе обработки геофизических данных. Заявлен способ обработки сигналов, принятых множеством приемников, имеющих определенное пространственное положение. На выходе каждого из указанного множества приемников формируют выходные сигналы с использованием оператора миграции. Положение множества пространственных приемников определяется предварительно заданным интервалом пространственной выборки. Технический результат: повышение пространственного и/или временного разрешения сейсмических данных. 2 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к области обработки сейсмических данных, и в частности - к способу повышения пространственного и/или временного разрешения 2-мерных или 3-мерных сейсмических данных.

Предшествующий уровень техники

Сейсмическая разведка (сейсморазведка) позволяет получить структурную карту грунта посредством излучения нисходящих акустических или упругих волн в грунт и регистрации “эхо-сигналов”, отраженных от нижележащих слоев породы. Для излучения нисходящих акустических или упругих волн в грунт можно использовать, например, взрывы или сейсмические вибраторы на земле и пневматические пушки на море. В процессе сейсморазведки излучатель волн перемещают перпендикулярно поверхности грунта над исследуемой геологической структурой. Каждый раз при возбуждении излучателя формируется нисходящий сейсмический сигнал, который распространяется через грунт, отражается и/или дифрагирует и после отражения регистрируется во многих точках поверхности. При этом сочетают многочисленные комбинации возбуждения регистрации источников для создания почти непрерывного профиля разреза, который может простираться на несколько километров. При двухмерной сейсморазведке позиции источников излучения и регистрации обычно располагают по одной прямой, а при трехмерной сейсморазведке позиции источников излучения и регистрации обычно распределяют по поверхности в узлах координатной сетки. Проще говоря, можно представить, что 2-мерный сейсмический профиль дает изображение сечения (вертикального слоя) слоев грунта с отражающими горизонтами, расположенными приблизительно посредине между позициями источников излучения и сейсмоприемников. Трехмерная сейсморазведка дает “куб” данных или данные об объеме, т.е., в принципе, 3-мерное изображение геологической среды под площадью съемки, с отражающими горизонтами, расположенными приблизительно посредине между позициями источников излучения и сейсмоприемников, находящимися в узлах сетки сбора данных.

Сейсморазведка дает очень большое число отдельных сейсмограмм или сейсмических трасс. При типичной 2-мерной сейсморазведке обычно получают несколько десятков тысяч трасс, а при 3-мерной сейсморазведке число отдельных трасс может быть порядка нескольких миллионов. Общую вспомогательную информацию относительно сбора и обработки 3-мерных данных можно найти в публикации Seismic Data Processing, Ozdogan Yilmaz, Society of Exploration Geophysicists, 1987, глава 6, стр.384-427.

Геологоразведчику мало пользы от необработанных сейсмических данных. Собранные сейсмические данные в полевых условиях редко применяют непосредственно, их сначала отправляют в центр обработки, где оцифрованные сейсмические данные обрабатывают с помощью различных математических алгоритмов для повышения качества сигнала и приведения его к виду, более пригодному для интерпретации. Основным шагом типичной последовательности обработки сейсмических данных является сейсмическая миграция.

Специалистам в данной области техники хорошо известно, что глубина, расположение и характер отражающего горизонта на немигрированном сейсмическом разрезе редко отражают истинную глубину, расположение разреза и характер структурного или стратиграфического объекта, который сформировал такой отражающий горизонт. Кроме случая, когда географическая среда состоит из однородных горизонтальных слоев, необходимо осуществить миграцию зарегистрированного сейсмического отображения структурной или стратиграфической аномалии прежде, чем его можно будет надежно использовать для определения местоположения представляющей интерес геологической среды. В зонах крутого падения точка отражения, которая представляется находящейся непосредственно под конкретной точкой поверхности до миграции, может в действительности после миграции оказаться смещенной в сторону на несколько сот метров. Кроме того, в зонах со сложной структурой, где встречаются разломы, сильная асимметричная складчатость и резко выраженные синклинали, явления дифракции и многократных отражений волн могут создавать помехи сигналам отражения от основных отражающих горизонтов вплоть до того, когда без миграции результирующий сейсмический разрез имеет мало сходства или вообще не имеет сходства с реальной структурой геологической среды.

В более широком смысле миграция уточняет сейсмический разрез или объем посредством “фокусирования” содержащихся в них сейсмических данных, т.е. представляет собой процесс, который принципиально аналогичен процессу “фокусирования” изображения в проекторе слайдов для получения резкого изображения на экране. Миграция повышает качество сейсмического изображения за счет того, что исправляет поперечные погрешности позиционирования наклонных сейсмических отражающих горизонтов, выполняет операцию свертки сигналов от волн, дифрагированных на точечных центрах рассеяния и подземных границах разломов, разрешает пересекающиеся отражающие горизонты (встречные наклонные пласты) и повышает вертикальное и поперечное разрешение сейсмических данных. Общее описание многих аспектов уточнения сейсмических данных посредством миграции можно найти в публикации Seismic Data Processing, Ozdogan Yilmaz, Society of Exploration Geophysicists, 1987, стр. 240-383 и 507-518. Как правило, мигрированные данные дают более качественное и точное изображение геологической среды, чем немигрированные сейсмические данные, а конечная цель сейсмической миграции состоит в том, чтобы получить сейсмический разрез или объем, который точно отображает конфигурацию и характер геологический формации.

В патенте США 6049759 раскрыт способ миграции по исходным сейсмограммам для 3-мерных сейсмических данных. Из патента следует, что существует два варианта сейсмической миграции: миграция после суммирования (по разрезу ОГТ-общих глубинных точек) и миграция до суммирования (по исходным сейсмограммам). Вариант миграции после суммирования применяют к сейсмическим трассам после их суммирования, при этом суммарной сейсмической трассой является трасса, образованная посредством сложения двух или более трасс после ввода кинематической поправки (за нормальное приращение времени) для формирования одной суммарной трассы, которая является приближением центровой трассы в этом месте. Миграция по исходным сейсмограммам выполняется с сейсмотрассами до их суммирования. При прочих равных условиях миграция по исходным сейсмограммам всегда является более предпочтительной как в теоретическом, так и в практическом отношениях, поскольку она позволяет сформировать более точное изображение стратиграфии и структуры геологической среды. Однако объем вычислений, необходимых для миграции по исходным сейсмограммам, во много раз больше, чем для миграции после суммирования. При получении 2-мерных сейсмических профилей обычно можно справиться с дополнительным объемом вычислений. Поэтому, за исключением особенно протяженных профилей, сейсмические данные, снятые в зонах со сложной структурой геологической среды, обрабатывают методом миграции по исходным сейсмограммам. Многие массивы 3-мерных данных содержат слишком много трасс, чтобы их можно было экономично мигрировать с использованием обычных алгоритмов обработки до суммирования.

Заманчивым алгоритмом приближения к точной полной миграции до суммирования при сборе 3-мерных и даже 2-мерных сейсмических данных является частичная миграция по исходным сейсмограммам, известная также как коррекция за наклон отражающих границ (ДМО-преобразование). ДМО-преобразование смягчает расползание точки отражения и дает возможность суммировать результаты когерентно, со смягчением влияния углов падения и/или азимута. Затем данные можно суммировать и мигрировать после суммирования обычным путем, но уже с существенным сжатием данных. Дополнительное преимущество состоит в том, что ДМО-преобразование представляет собой сравнительно небольшую поправку, которая имеет тенденцию к независимости от погрешностей расчетной скорости, используемой для определения кинематических поправок, что является существенным преимуществом над методом суммирования с вводом кинематических поправок.

Существуют различные альтернативные эквивалентные варианты выполнения ДМО-преобразования. Наиболее распространенными являются способ Хейла и способ суммирования Дереговски и Рока (Deregowski&Roca). Использующий Фурье-преобразование способ Хейла реализуется в области частотно-волнового вектора (f, k). Способ суммирования Дереговски и Рока реализуется в пространственно временной области (t, x). Способ предусматривает суммирование данных по “траектории ДМО-преобразования”.

Вышеупомянутые способы миграции и ДМО-преобразования начинают работать с цифровыми дискретными данными одного сейсмического профиля или 2-мерной сетки сейсмических профилей и позволяют получить результирующие данные в точках, которые соответствуют номинальным позициям точек, находящихся посредине между источниками сейсмических волн и сейсмоприемниками для сбора данных. Все способы миграции во временной области и ДМО-преобразования включают в себя суммирование данных, которые перемещают из позиции регистрации в результирующую позицию. Это аналогично тому, что делает метод кинематических поправок с данными сейсмического профиля.

В патенте США 5596546 раскрыт способ сохранения временных частотных компонент в кинематически исправленных суммарных данных, которые теряются при обычной обработке с вводом кинематической поправки. Указанный способ заключается в том, что в дискретные отсчеты смещенных сейсмических данных вводят кинематическую поправку до центрового луча, где кинематически исправленные данные могут не приходиться на моменты снятия отсчетов. Все кинематически исправленные составляющие суммируют перед изменением шага дискретизации. Упомянутый способ отличается от обычных способов ввода кинематической поправки, в соответствии с которыми интерполирование выполняют на смещенной трассе до ввода кинематической поправки, чтобы обеспечить совпадение кинематически исправленных отсчетов с моментами снятия отсчетов. Указанный способ получения изображения с так называемым произвольным интервалом снятия отсчетов (RSI²) сохраняет больше высокочастотных данных, чем обычные способы суммирования с вводом кинематических поправок. Аналогично и дополнительно к потере временных частот при обычной обработке, для операций обычной миграции и ДМО-преобразования характерна также потеря пространственных частот.

Краткое изложение существа изобретения

В основу настоящего изобретения поставлена задача создания способа обработки сейсмических данных для повышения пространственного разрешения путем сохранения высоких временных и пространственных частот при частичной или полной миграции сейсмических данных.

Согласно одному аспекту настоящего изобретения предложен способ сохранения временных частот при полной или частичной миграции профиля сейсмических данных с использованием, например, ДМО-преобразования. Этот способ отличается от ближайшего способа по патенту США 5596546 тем, что вместо операции ввода кинематической поправки данные перемещают в точки дискретизации, определяемые позициями источников излучения и/или сейсмоприемников. Эти точки обычно находятся посредине между источниками излучения и сейсмоприемниками.

Миграция может быть частичной, как ДМО-преобразование, или это может быть полная миграция во временной области или по глубине, как миграция Кирхгофа.

Согласно другому аспекту настоящего изобретения предложен способ сохранения временных и пространственных частот при полной или частичной миграции профиля сейсмических данных. Этот способ аналогичен упомянутому выше сохранению временных частот, но дополнительно к этому результирующие пространственные координаты могут быть в точках, не обязательно расположенных посредине между позициями источников излучения и сейсмоприемников.

И, наконец, согласно еще одному аспекту настоящего изобретения временные и/или пространственные частоты сохраняют в процессе полной или частичной 3-мерной миграции сейсмических данных, собранных с использованием 2-мерной поверхностной координатной сетки или совокупности 2-мерных сейсмических профилей, при этом результирующая координатная сетка при миграции может отличаться от исходной координатной сетки.

Краткое описание чертежей

В дальнейшем изобретение поясняется следующим ниже подробным описанием со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:

фиг.1a и 1b изображают траектории лучей, времена пробега и сигналы, соответствующие точечному дифрагирующему объекту в совокупности совпадающих местоположений источников излучения и сейсмоприемников, согласно изобретению;

Фиг.2 - миграцию исходной трассы в результирующее положение с сохранением высоких частот, согласно изобретению;

фиг.3 - траектории лучей из точечного дифрагирующего объекта, расположенного в месте, которое не соответствует месту снятия отсчетов на поверхности, согласно изобретению;

фиг.4 - результаты миграции синтетических данных с исходным интервалом снятия отсчетов 200 футов до результирующего интервала снятия отсчетов 5 футов, согласно изобретению;

фиг.5 - сбор профиля морских сейсмических данных со смещенной конфигурацией источник-приемник и общую конфигурацию съемки со смещением, согласно изобретению;

фиг.6A-6D - геометрию различных операций при миграции, согласно изобретению;

фиг.7 - обычную конфигурацию, применяемую при сборе 3-мерного массива сейсмических данных.

Описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения

На фиг.1a и 1b представлена схема сбора сейсмических данных с использованием совпадающих источников излучения и приемников. Находящиеся на поверхности 1 земли точки расположения совпадающих комбинаций источника-приемника обозначены 10a, 10b, 10c, …, 10n, а соответствующие траектории лучей на поверхности обозначены 7a, 7b, 7c, …, 7n. На фиг.1a вертикальная ось является осью глубины, а горизонтальная ось – расстоянием по горизонтали относительно точечного дифрагирующего объекта 5. Для изображенного дифрагирующего объекта 5 в геологической среде показаны сейсмические трассы 18a, 18b, 18c, …, 18n, которые должны быть зарегистрированы в наземных позициях. На фиг.1b вертикальная ось является осью времени, а горизонтальная ось – расстоянием от дифрагирующего объекта 5. Характерная зависимость от времени сигналов 19a, 19b, 19c, …, 19n от дифрагирующего объекта определяется кривой 15, которая является годографом дифрагированных волн.

Если обозначить расстояние по горизонтали между дифрагирующим объектом и позицией регистрации как х, то связь между временем и расстоянием, которая отображается годографом дифрагированных волн для однородной среды со скоростью распространения волн ν, определяется выражением

Для неоднородных сред можно вывести другие более сложные выражения. Первый пример осуществления настоящего изобретения представлен на фиг.2, где трассы также представляют точечный дифрагирующий объект 5 на фиг.1a, для которой время пробега акустической волны в обе стороны до приема сейсмоприемником 6 с нулевым смещением составляет 1000 мс (миллисекунд). При проведении типичной сейсморазведки акустические сигналы 18a … 18n каждого сейсмоприемника 10a … 10n оцифровывают. В процессе оцифровки сигналов отдельные отсчеты снимают с разнесением временных интервалов сигналов, формируемых каждым сейсмоприемником 10a … 10k. Отсчеты в общем виде для сейсмоприемника 6 с нулевым смещением обозначены поз. 26 и поз. 24 для других сейсмоприемников. Отсчеты 26, 24 обычно снимают с предварительно заданным временным интервалом две или четыре мс по существу, в совпадающие моменты времени, т.е. отсчеты сигналов всех сейсмоприемников 10a … 10n снимают одновременно с интервалом четыре мс.

В процессе обработки оцифрованных сигналов от совокупности сейсмоприемников 10a … 10n можно сформировать изображение точечного дифрагирующего объекта 5 посредством сочетания оцифрованных сигналов от каждого из сейсмоприемников 10a … 10n и формирования тем самым составного результирующего сигнала. Каждый отражающий горизонт в геологической среде можно рассматривать как совокупность множества дифрагирующих объектов, поэтому надлежащее суммирование по годографам дифрагированных волн, например волн 20, позволяет получить когерентное изображение отражающего горизонта в виде составного изображения множества дифрагирующих объектов. Годограф дифрагированных волн 20 на фиг.2 аналогичен кривой 15 на фиг.1a. Чтобы составной сигнал правильно отражал дифрагирующий объект 5, комбинация сигналов должна быть такой, чтобы обеспечивалось сочетание соответствующих амплитудам элементов сигналов от каждого из сейсмоприемников 10a … 10n, а именно пиков волновых импульсов 19a … 19n. Однако при формировании составного сигнала, соответствующие амплитудам точки 28 на трассах при ненулевом смещении могут появляться в моменты, отличные от моментов снятия дискретных отсчетов 24. В данном примере осуществления настоящего изобретения все дискретные отсчеты 24 на каждой трассе при ненулевом смещении сдвигают по времени настолько, чтобы значение временного сдвига в точности удовлетворяло уравнению (1), соответствующему расстоянию миграции (x) для каждого из сейсмоприемников с ненулевым смещением.

Значения временных сдвигов каждой из трасс при ненулевом смещении вычисляют с такой степенью точности, которую способен обеспечить выполняющий вычисления компьютер (не показан). Сдвинутые по времени дискретные 24 сохраняют в буферной памяти, которая может быть частью памяти компьютера. Сочетание в буферной памяти отсчетов 26, снятых с трассы 18e при нулевом смещении, со сдвинутыми по времени отсчетами 24, снятыми с трасс при ненулевом смещении, формирует составной сигнал посредством усиливающей интерференции дифрагированных сигналов. Буферная память обычно должна содержать общее число отсчетов, равное произведению числа сейсмоприемников на число отсчетов от каждого отдельного сейсмоприемника.

Информация, содержащаяся в буферной памяти, позволяет также сформировать суммарный сигнал одного сейсмоприемника, дискретизированный с намного меньшим эквивалентным временным интервалом, чем предварительно заданный временной интервал, с которым первоначально снимали отсчеты 26, 24.

Годограф дифрагированных волн в данном случае аналогичен кривой, полученной в результате ввода кинематических поправок по известному способу патента США 5596546. Как указано в этом патенте, суммирование с вводом кинематических поправок сохраняет более высокие временные частоты, чем известные способы, согласно которым отсчеты, снятые с трасс при ненулевом смещении, интерполируют до ввода кинематических поправок и суммирования. Увеличение доли более высоких временных частот обусловлено тем, что среднюю частоту дискретизации можно увеличить во столько раз, сколько трасс составляет сейсмограмму, полученную путем ввода кинематических поправок, а также тем, что устраняют погрешность, свойственную интерполированию.

По аналогичным причинам в изображении точки дифракции и любом сейсмическом изображении, полученном методом временной или глубинной миграции, построенном с использованием первого варианта осуществления изобретения, сохраняются более высокие временные частоты, чем при использовании известных способов, в соответствии с которыми отсчеты для миграции на ненулевое расстояние интерполируют по времени до выполнения операций перемещения по годографу дифрагированных волн и суммирования. Даже если входные данные зеркально отображаются по времени, в результирующих данных сохраняются частоты, превышающие частоту Найквиста, которая соответствует входному интервалу временной дискретизации. В дополнительном примере осуществления настоящего изобретения отображаемые данные пропускают через фильтр низких частот с частотой Mxf_Nyq, где f_Nyq - входная частота Найквиста, M – целое число, меньшее или равное N, где N равно числу трасс в пределах апертуры оператора миграции. M зависит от результирующего интервала снятия отсчетов, при результирующем интервале снятия отсчетов, равном 1/N от входного интервала снятия отсчетов.

В большинстве случаев обработки и интерпретации сейсмических данных повышение высокого пространственного разрешения является более сложной проблемой, чем повышение временного разрешения. В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения миграцию выполняют только с повышенным пространственным разрешением, т.е. оператор дифракции определяют по близко расположенным пространственным позициям в дискретных значениях, а составляющие от ненулевых смещений интерполируют по времени перед временным сдвигом. В соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего изобретения можно повысить как временное, так и пространственное разрешение.

Усовершенствованный вариант пространственной дискретизации поясняется для конфигурации сбора данных, представленной на фиг.3. Эта конфигурация аналогична конфигурации, представленной на фиг.1a, наличием единственного точечного дифрагирующего объекта 105 и совокупностью позиций 110a, 110b, … 110i, 110j, …, 110n совпадающих источников излучения и приемников с соответствующими траекториями дифрагированных лучей 107a, 107b, … 107n. Существенное отличие состоит в том, что в расположенной на поверхности точке 106, соответствующей нулевому расстоянию миграции, отсутствует позиция сбора данных. Такая модель ближе к реальной ситуации. Вышеприведенное описание, касающееся временной дискретизации, в равной мере применимо к позиции 106 пространственной дискретизации.

На фиг.4 показаны результаты миграции множества синтетических данных. Данные сформированы (не показано) для модели с точечным дифрагирующим объектом и сняты с временным интервалом дискретизации 4 мс и пространственным интервалом снятия отсчетов 200 футов. Трассы 151a, 151b, 151c… показывают результаты миграции данных, снятых с интервалом 200 футов, когда на выходе получают результирующие позиции с интервалом пространственной дискретизации всего 5 футов. При свободном применении критерия Рэлея полагают, что волновые импульсы разрешаются, если амплитуда в результате интерференции (потерянной части энергии, размываемой в ненадлежащую позицию) не превышает 81,06% от истинной амплитуды волнового импульса. Изучение диаграмм реконструированных волн показывает, что амплитуда удовлетворяет критерию Рэлея в 5 … 10 футах от точной позиции, даже несмотря на то, что входные данные сняты на координатной сетке с 200-футовым пространственным разрешением. Этот подтверждается анализом графика пиковой амплитуды.

Сейсмические данные обычно собирают с использованием совокупности источников излучения и совокупности сейсмоприемников, которые регистрируют сигналы от каждого из источников излучения. В таких ситуациях обычно применяют операцию коррекции наклона отражающих границ (ДМО-преобразование), которую обычно выполняют для сейсмических данных с равным смещением (фиг.5). На фиг.5 показаны дифрагирующий объект 251 и траектории лучей от источников излучения S₁, S₂ к дифрагирующему объекту 251 и к сейсмоприемникам R₁, R₂, соответствующим позициям источников излучения, причем расстояние источник-сейсмоприемник равно x. Операция ДМО-преобразования использует данные из набора временных разрезов, полученных с равным смещением, и формирует сейсмический разрез при нулевом смещении посредством суммирования по четко определенной кривой ДМО-преобразования совершенно аналогично тому, как при миграции разреза при нулевом смещении выполняют суммирование по годографу дифрагированных волн, заданному уравнением (1). Операция ДМО-преобразования широко известна.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения, данные, собранные по сейсмическому профилю, сортируют в наборы временных разрезов, полученных с равным смещением, каждый из которых корректируют для коррекции наклона отражающих границ с использованием оператора ДМО-преобразования и произвольного интервала снятия отсчетов (RSI²). После этого можно выполнять суммирование отдельных разрезов, при скорректированном наклоне отражающих границ.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения, на одном или более профилей сейсмических данных можно выполнить миграцию по алгоритму Кирхгоффа до или после суммирования, причем, если применяют миграцию после суммирования, то исходные данные можно обработать посредством ДМО-преобразования. Используют известный способ, в соответствии с которым выполняют построение лучей с использованием 2-мерной или 3-мерной модели для определения значений времен пробегов от любого источника излучения до любого сейсмоприемника. Впоследствии такие времена пробегов можно использовать для выполнения миграции Кирхгоффа, которая сочетает данные по годографам дифрагированных волн, которые определяются из времен пробегов, полученных посредством построения лучей.

Ниже описан способ в соответствии с настоящим изобретением для 3-мерной миграции. На фиг.6a изображены часть геологической среды и профиль 303. Единственный показанный точечный дифрагирующий объект 301 расположен на вертикали, опущенной из позиции 307 на профиле 303. В конфигурации с совпадающими позициями источников излучения и приемников кривая 309 показывает годограф дифрагированных волн, соответствующий дифрагирующему объекту 301, в направлении профиля 303. Здесь вертикальная ось является осью времени, однако, она же может быть осью глубины. Годограф дифрагированных волн 311 для конфигурации с совпадающими положениями источников излучения и сейсмоприемников по направлению 305 направлен под прямым углом к профилю 303.

На фиг.6b показаны три дифрагирующих объекта 301, 321 и 341, причем, дифрагирующие объекты 321 и 341 расположены на вертикалях, опущенных из точек 327 и 347 на профилях 323 и 343, соответственно. Как и на фиг.6a, годографы дифрагированных волн 329, 349 для конфигурации с совпадающими позициями источников излучения и приемников имеют одинаковые направления, т.е. направлены вдоль профилей 323 и 343. Упомянутые годографы дифрагированных волн 329, 349 аналогичны кривой 309 для дифрагирующего объекта 301, и если сейсмические скорости в геологической среде остаются неизменными, то кривые должны быть идентичными. Как показано на фиг.6b, годографами дифрагированных волн для дифрагирующих объектов 321 и 341 в точках наблюдения вдоль профиля 303 являются кривые 330 и 350.

Сигналы дифракции, наблюдаемые вдоль профиля 303, приведены еще раз на фиг.6c в виде кривых 309, 330 и 350. Далее на фиг.6d представлены результаты миграции данных, показанных на фиг.6c, в случае применения точного оператора дифракции для профиля 303. Кривая 309 свертывается точно в точку изображения 301’, а годографы дифрагированных волн 330 и 350 не свертываются точно в одну точку, и, взамен, в результате такой миграции получают пост-миграционный остаток, обозначенный кривыми 321’ и 341’.

Цель 3-мерной миграции данных регистрации объема геологической среды состоит в том, чтобы правильно выполнить операцию свертки внеплоскостных годографов дифрагированных волн, например, 330 и 350, с получением в результате свертки единственной точки. Это достигается посредством полной 3-мерной миграции.

Если обратиться к более реальному случаю с ненулевым смещением сейсмоприемника относительно источника излучения, то один вариант осуществления настоящего изобретения подходит для миграции данных, собранных на координатной сетке 2-мерных сейсмических профилей, например, 305, 325, …, 345. Этот же способ можно использовать на 3-мерном наборе данных. Сначала выполняют ДМО-преобразование по профилям, например, 305, 325, …, 345. Этот подход описан выше со ссылкой на фиг.6b. После выполнения ДМО-преобразования данные суммируют по профилям 305, 325, …, 345 для имитации конфигурации с нулевым смещением, а после этого выполняют миграцию данных, суммированных с коррекцией за наклон отражающих границ. Для специалистов в данной области техники очевидно, что эту же процедуру можно применить с данными, собранными вдоль таких профилей, как 303, 323, 343.

Пример широко применяемой конфигурации сбора 3-мерных сейсмических данных приведен на фиг.7, где источники излучения 422 могут быть расставлены вдоль таких сейсмических профилей, как 420a, 420b, …, 420n, а сейсмоприемники 424 расставлены вдоль профилей 426a, 426b, …, 426n. При такой конфигурации можно применить полную 3-мерную миграцию. В соответствии с другим вариантом для выполнения 3-мерного ДМО-преобразования данных можно воспользоваться способом, аналогичным способу, описанному в патенте США 4878204. В одном варианте осуществления настоящего изобретения применяют способ, раскрытый в патенте 4878204, или другой подходящий способ для выполнения 3-мерного ДМО-преобразования с повышенным временным и/или пространственным разрешением при использовании вышеописанных способов.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения выполняют 3-мерную миграцию Кирхгоффа с повышенным временным и/или пространственным разрешением с использованием при этом любого подходящего способа миграции Кирхгоффа и способа c произвольным интервалом снятия отсчетов (RSI²).

Вышеприведенное описание включает в себя все изменения и дополнения, которые не выходят за пределы объема и существа изобретения, определенные в прилагаемой формуле изобретения.

1. Способ обработки сигналов, принятых множеством приемников, имеющих определенное пространственное положение, причем множество пространственных положений определяет предварительно заданный интервал пространственной выборки, а принятые сейсмические трассы оцифрованы в предварительно заданном временном интервале выборки, отличающийся тем, что формируют на выходе каждого из указанного множества приемников выходные сигналы с использованием оператора миграции, при этом для выходных сигналов соблюдено по меньшей мере одно условие: выбранный интервал пространственной выборки меньше, чем указанный предварительно заданный интервал пространственной выборки, выбранный временной интервал пространственной выборки меньше, чем указанный предварительно заданный временной интервал пространственной выборки.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оператор миграции выбирают из группы, состоящей из оператора миграции во временной области после суммирования, оператора миграции в глубинной области после суммирования, оператора миграции во временной области до суммирования, оператора миграции в глубинной области до суммирования и оператора ДМО-преобразования.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники и соответствующие источники излучения волн задают либо один сейсмический профиль, либо координатную сетку сейсмических профилей, либо множество 3-координатных сейсмических данных.