Способ усовершенствования сбора сейсмических данных с применением сверхлегких активных систем сейсмического контроля

Настоящее изобретение относится к способу определения оптимального позиционирования пар источник-приемник, выполненных с возможностью получать сейсмические данные. Способ содержит: первый этап идентификации интересующей зоны (32), которая была объектом предшествующей сейсмической съемки, чтобы получить изображение подземных недр в этой зоне, второй этап получения сейсмических данных, собранных во время предшествующей сейсмической съемки указанной интересующей зоны в течение интересующего времени, третий этап применения частичной или полной демиграции к указанным сейсмическим данным, чтобы определить положения каждой пары источник-приемник (31, 34), которая участвовала в получении изображения указанных недр указанной интересующей зоны в течение указанного интересующего времени, четвертый этап получения необработанных трасс для указанных положений пар источник-приемник (31, 34), пятый этап выбора по меньшей мере одной оптимальной необработанный трассы среди указанных необработанных трасс и шестой этап определения оптимальных положений пар источник-приемник (31, 34), соответствующих указанной по меньшей мере одной оптимальной необработанной трассе. Технический результат - повышение чувствительности и, следовательно, уровня детектирования сверхлегких активных сейсмических систем. 9 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Настоящее изобретение в целом относится к сбору сейсмических данных в земной и морской средах.

Из предшествующего уровня техники известно, что сбор сейсмических данных позволяет получить изображение геофизической структуры подземных недр. Хотя это изображение и не позволяет точно указать расположение природных ресурсов, таких как нефть или газ, оно все же позволяет специалисту в данной области определить наличие или отсутствие этих ресурсов. Таким образом, непрерывное получение таких изображений является неотъемлемой частью процесса исследования подземных недр с целью обнаружения этих природных ресурсов. Для получения этих изображений известно несколько методов. Для разведки на море можно применить судно, с которым соединена буксируемая сейсмическая коса или streamer на английском языке. Эти буксируемые косы могут быть расположены горизонтально на постоянной глубине относительно морского дна. Судно буксирует также комплекс сейсмических источников, выполненных с возможностью генерировать сейсмические волны. Эти сейсмические волны распространяются в направлении морского дна, проникают в него и проходят, пока не встретят на своем пути отражающей их структуры. Эти отраженные сейсмические волны распространяются в направлении поверхности моря, где их обнаруживают сейсмические датчики, встроенные в буксируемые сейсмические косы. Основываясь на этих сейсмических данных, можно получить изображение недр. Если используют только одну буксируемую косу, то говорят о двухмерном изображении 2D. Если используют несколько одновременно буксируемых судном кос, то говорят о трехмерном изображении 3D. Четырехмерное изображение 4D получают, когда в одной и той же зоне производят две сейсмические 3D-съемки, но со смещением во времени. Первую съемку осуществляют в момент t0, а вторую - в момент t0+1, при этом t может быть равно, например, нескольким месяцам или нескольким годам.

В альтернативном варианте можно также регистрировать сейсмические данные, используя кабели или датчики, установленные на дне моря, и эти технологии называются ocean bottom cables (OBC), ocean bottom nodes (OBN) или ocean bottom seismometers (OBS). Например, в случае съемки ОВС множество датчиков соединяют между собой в кабеле. Эти кабели укладывают затем на дно моря в исследуемой зоне. Можно также установить один или несколько датчиков в погружаемом подводном аппарате. Этот аппарат, который может быть автономным, опускают на дно моря для регистрации сейсмических данных. Затем его подбирает судно, которое собирает эти сейсмические данные.

В случае наземной сейсмической съемки система, предназначенная для четырехмерной съемки, содержит несколько датчиков, например, гидрофонов или акселерометров, располагаемых в зоне, где необходимо произвести разведку недр. Эти датчики входят в контакт с грунтом. На грунте в исследуемой зоне устанавливают также несколько сейсмических источников. С датчиками соединено устройство регистрации, находящееся, например, в грузовике. Каждый сейсмический источник содержит переменное число вибраторов, как правило, от одного до пяти, и может также содержать локальный контроллер. Можно также использовать центральный контроллер, чтобы координировать время подачи импульсов сейсмических источников. Можно применять систему GPS, чтобы коррелировать во времени подачу импульсов источников и данные, считываемые датчиками. В этой конфигурации сейсмическими источниками управляют для генерирования сейсмических волн, и множество датчиков регистрируют волны, отраженные нефтяными или газовыми пластами или другими структурами. Сейсмическую разведку можно повторять в разные моменты времени, например, каждый месяц или каждый год, чтобы получать картину недр и определять устойчивые изменения в пластах.

Все эти технологии можно применять для мониторинга производственного пласта. В этих конфигурациях 4D-обработка предназначена, чтобы определять, каким образом и где меняются нефтяные физические свойства, путем оценки различий в сейсмических данных, считанных в разные моменты, как правило, до эксплуатации пласта, и в этом случае речь идет о базовом исследовании (baseline survey), и после эксплуатации этого пласта, и в этом случае речь идет о мониторинговом исследовании (monitor survey). В настоящее время решения 4D-исследования предназначены для полного обновления трехмерной съемки недр в рассматриваемой зоне. Иначе говоря, базовое исследование и мониторинговое исследование позволяют собрать большой объем сейсмических данных, чтобы получить полную трехмерную картину. Следовательно, современные технологии занимают много времени, примерно от нескольких недель до нескольких месяцев, являются не вполне точными с точки зрения повторяемости, поскольку используют не стационарную систему, и связаны с большими расходами. Все эти факторы являются препятствием для развития 4D-исследований. Следовательно, существует потребность в удешевлении 4D-исследований и в том, чтобы сделать их более быстрыми и точными.

Таким образом, целью изобретения является повышение чувствительности и, следовательно, уровня детектирования сверхлегких активных сейсмических систем. На фиг. 1 представлен пример сверхлегкой активной системы сейсмического контроля. Термин «сверхлегкая» означает, что используют ограниченное число пар источник-приемник по сравнению с классической сейсмической разведкой, для которой используют от нескольких сотен до нескольких миллионов пар источник-приемник. В данном случае показана только одна пара из источника 1 и приемника 2. Можно также применять антенну источников и антенну приемников. Антенна источников, соответственно антенна приемников, содержит совокупность источников, соответственно приемников. Они соединены, например, при помощи сварки. Антенна источников ведет себя, как единый источник, а антенна приемников - как единый приемник. Антенна источников позволяет сфокусировать передачу волн, а антенна приемников позволяет сфокусировать прием этих волн. Эту технологию называют beam steering на английском языке. Кроме того, это позволяет создать фильтр шума. Здесь же показаны также водоносный пласт 3, разлом 4, газовый пласт 6, интересующая зона или пятно 7 и место 5 производства. Ограничение числа пар источник-приемник не позволяет в полной мере применять классические пространственные методы подавления шума. Иногда они могут скрывать слабые эффекты производства, а именно изменение менее чем на 1% сейсмических свойств, связанное с изменениями физических свойств пятна на рассматриваемой шкале времени. В частности, это относится к очень коротким шкалам времени, например, около 3 месяцев, одни сутки или один час, в течение которых сейсмические эффекты, связанные с производством, являются очень слабыми. Обнаружение этих изменений позволяет предсказать будущий эффект, например, изменение насыщения, которое обычно просматривается за более длительные периоды, а также связанные с ним эффекты. Эффекты за короткий период времени выражают раннее возбуждение интересующей зоны под действием изменения.

Таким образом, существует необходимость в повышении чувствительности контроля за короткие периоды для сверхлегких активных сейсмических систем.

Для решения этой проблемы изобретением предложен способ определения оптимального позиционирования пар источник-приемник, выполненных с возможностью считывать сейсмические данные, содержащий следующие этапы:

- первый этап идентификации интересующей зоны, которая была объектом предшествующей сейсмической съемки, чтобы получить изображение подземных недр;

- второй этап получения сейсмических данных, собранных во время предшествующей сейсмической съемки указанной интересующей зоны в течение интересующего времени;

- третий этап применения демиграции к указанным сейсмическим данным, чтобы определить положения каждой пары источник-приемник, которая участвовала в получении изображения указанных недр указанной интересующей зоны в течение указанного интересующего времени;

- четвертый этап получения необработанных трасс для указанных положений пар источник-приемник;

- пятый этап выбора по меньшей мере одной оптимальной необработанной трассы среди указанных необработанных трасс;

- шестой этап определения оптимальных положений пар источник-приемник, соответствующих указанной оптимальной трассе.

Предпочтительно демиграцию на третьем этапе осуществляют по диапазону октав.

Предпочтительно предшествующая сейсмическая съемка является 4D-съемкой.

Предпочтительно пятый этап дополнительно содержит выбор оптимальных необработанных трасс, позволяющих отслеживать наилучшие 4D-эффекты.

Предпочтительно пятый этап дополнительно включает в себя использование нефте-упругих моделей для выбора оптимальных необработанных трасс.

Предпочтительно пятый этап дополнительно содержит выбор, учитывающий факторы поверхности.

Предпочтительно пятый этап дополнительно содержит выбор, учитывающий базовую зону, служащую для стандартизации сейсмических изменений.

Предпочтительно третий этап дополнительно включает в себя получение оптимальных наклона и направления излучения и приема для каждой пары источник-приемник.

Предпочтительно способ дополнительно содержит седьмой этап размещения пар источник-приемник в указанных оптимальных положениях и восьмой этап сбора новых сейсмических данных в указанных оптимальных положениях.

Предпочтительно восьмой этап основан на оптимальных наклоне и направлении излучения и приема сейсмических волн.

Изобретение будет более понятно из нижеследующего описания, представленного со ссылками на прилагаемые фигуры, на которых:

фиг. 1 - пример сверхлегкой активной системы сейсмического контроля;

фиг. 2 - вариант осуществления настоящего изобретения;

фиг. 3 - другой пример осуществления изобретения;

фиг. 4 - пример осуществления способа выбора по меньшей мере одной оптимальной трассы в соответствии с настоящим изобретением;

фиг. 5 - сейсмическая волна, проходящая через базовую зону;

фиг. 6 - пример обработки необработанной сейсмической трассы при помощи заявленного способа.

Из предшествующего уровня техники известно использование химических веществ, таких как полимеры, во время добычи текучих сред, находящихся в подземных недрах. Они позволяют повысить коэффициент отдачи более чем на 10%. Использование этих химических веществ представляет еще больший интерес в случае вторичной добычи текучей среды. Эти полимеры закачивают перед фазой вторичной добычи, то есть производят новое закачивание, чтобы создать выталкивающее средство, действующее наподобие поршня, которое затем будут толкать. Кроме того, в большинстве случаев до этого уже были произведены и обработаны 2D и 3D-съемки. Это позволяет получить доступ, в частности, к такой информации, как модель скорости, мигрированное сейсмическое изображение, модель кратных, предварительно обработанные необработанные сейсмические трассы, а также точное расположение источников и приемников, использованных, в частности, для существующего 2D или 3D-изображения, и модель статики для наземных данных. Знание и толкование подземных недр позволяют получить такие данные, как упругие свойства пород цели и ожидаемый производственный сейсмический эффект, то есть изменение упругих свойств под влиянием производства. Знание местности позволяет также дополнить данные, такие как помехи на поверхности (дорога, трубопровод, скважина, завод, населенный пункт и т.д.) или источник не повторяющихся сейсмических шумов.

В частности, задачей изобретения является введение контрастного сейсмического вещества при закачивании текучих сред, которое может быть жидким или газообразным, чтобы улучшить сейсмические съемки с применением сверхлегких систем сейсмического контроля. Большинство сверхлегких систем сейсмического контроля предназначены для обнаружения изменений, связанных с добычей жидкости или газа. Химические вещества, такие как полимеры, используют, чтобы повысить коэффициент отдачи при нефтедобыче. Один из вариантов осуществления изобретения состоит в закачивании, в дополнение к химическим веществам и/или к закачиваемой текучей среде, контрастного сейсмического вещества, значительно усиливающего или ослабляющего сейсмический ответ. Это позволяет усилить сейсмический ответ закачивания и, следовательно, обеспечивает возможность как можно быстрее обнаружить наступление фронта текучей среды, закачиваемой в отслеживаемой зоне. Химические вещества большее время находятся спереди фронта и образуют таким образом то, что можно назвать химическим поршнем. Такое химическое вещество, жидкое или газообразное, закачивают внутрь химического поршня, спереди или сзади этого поршня. Предпочтительно контрастное сейсмическое вещество должно быть нейтральным по отношению к химическому поршню, то есть оно не должно снижать свойства используемого химического вещества. Контрастное сейсмическое вещество может содержать наночастицы высокой плотности или низкой плотности и/или наночастицы с резонансной частотой, совместимой с сейсмическими съемками. Контрастное сейсмическое вещество может также содержать нейтральный газ, такой как азот. Оно может также содержать полимер. На фиг. 2 показан нефтеносный горизонт 21, в который через инжектор 24 закачивают воду 25 и полимеры 22. В середину поршня из полимеров 22 вводят также контрастное сейсмическое вещество 23.

Объектом изобретения является также способ, позволяющий улучшить позиционирование пар источник-приемник, а также обеспечивающий сейсмическую обработку единой необработанной трассы, а именно регистрацию на выходе датчика или усредненную во времени регистрацию, то есть добавление или stack на английском языке во времени необработанных трасс, чтобы ослабить не повторяющийся шум или увеличить силу сигнала в рамках стационарной или полустационарной системы. В варианте осуществления изобретения идентифицируют контролируемую зону, чтобы собрать имеющиеся данные с целью осуществления способа. На первом этапе используют существующие сейсмические данные внутри или рядом с интересующей зоной, называемой также пятном. Эти сейсмические данные 2D, 3D, 4D или данные скважины используют в качестве источника информации, чтобы узнать путь сейсмических волн в исследуемых недрах и, в частности, в контролируемой зоне. Предпочтительно наблюдают точки сейсморазведки, сконцентрированные на контролируемой зоне, при этом осуществляют первый предварительный выбор, устраняя смещения, то есть расстояния между точкой сейсморазведки и приемником, которые слишком зашумлены, чтобы обеспечивать эффективный контроль, то есть имеют слишком низкое отношение сигнала к шуму. Затем осуществляют демиграцию, то есть получают полную или частичную обратную трассу сейсмических лучей на основании имеющихся сейсмических данных. Эта обратная трасса луча из интересующей зоны позволяет найти теоретические положения Х, Y и Z каждого источника и приемника, которые участвовали в получении изображений интересующего пятна, а также время, когда интересующая зона появляется на необработанных трассах. Это время называют интересующим временем. Этот этап позволяет также определить входной наклон сейсмических волн, действующих на интересующую зону. Фиг. 3 иллюстрирует осуществление этого способа. Здесь показаны источники 31 и приемники 34, интересующая зона или пятно 32 и обратные трассы 33 лучей во время этапа демиграции. Демиграцию можно осуществлять по диапазону октавы, например, когда геология является сложной и требует более точного анализа.

Затем производят выбор по меньшей мере одной оптимальной трассы. Способ применяют внутри зоны, участвующей в съемках изображений интересующей зоны, и он содержит этап выбора среди трех параметров. Первым параметром является реальное участие, то есть энергия или амплитуда необработанной регистрации в парах источник-приемник, которая позволила построить изображение интересующей зоны в существующих сейсмических данных 2D, 3D или данных скважины, а также отношение сигнала к общему шуму трассы. Действительно, смотрят не только на поведение трассы в интересующей зоне, но также за пределами интересующей зоны, чтобы обнаружить в ней низкие отношения сигнала к шуму. Трасса может иметь повышенное отношение сигнала к шуму в интересующей зоне, но низкое за ее пределами. Предпочтительно применяют второй параметр, относящийся к динамическим данным, то есть к существующим сейсмическим 4D-данным и/или к ожидаемым производственным эффектам, и моделирование их влияния на сейсмическую трассу или сейсмические трассы. Предпочтительно применяют третий параметр, касающийся учета данных о поверхности, например, таких как препятствия, не позволяющие разместить источники или приемники, сильные генераторы шумов, которых следует избегать, возможность доступа к источнику тока или к сети Интернет, которой следует отдавать предпочтение. В случае, когда при учете двух первых параметров были идентифицированы несколько оптимальных мест размещения, конечный выбор будет основан на критериях поверхности.

Первый параметр получают, перекрывая теоретические положения Х, Y и Z источников и приемников во время этапа демиграции при помощи реальной сетки сбора существующих сейсмических данных, при этом получают необработанные трассы, то есть реальные измерения подземных недр из этих положений. На основании этих необработанных трасс и информации о времени, в течение которого интересующая зона появляется на необработанных трассах, можно осуществить качественный и количественный выбор на группе потенциально оптимальных трасс. Трасса является оптимальной, если она позволяет обнаружить изменение. Информацию о времени получают на этапе демиграции и называют также интересующим временем. В течение интересующего времени сильно зашумленные или сильно ослабленные шумы отбрасывают. С другой стороны, трассы с сильным отражением или преломлением, которые называют чистыми трассами, сохраняют. Учет влияния кратных, видимых на точках сейсморазведки и/или полученных во время обработки существующих сейсмических данных, позволяет выбрать трассы, при которых сильные кратные не появляются в течение интересующего времени каждой рассматриваемой трассы. На фиг. 4 показаны пять трасс 41, 42, 43, 44 и 45. Ось 46 ординат показывает смещение, то есть расстояние источник-приемник. В течение интересующего времени трасса 41 является слишком зашумленной, а трассы 42 и 45 - слишком ослабленными. Следовательно, эти три трассы остаются не выбранными. С другой стороны, трассы 43 и 44 имеют хорошее отношение сигнала к шуму и видимую энергию в течение времени исследования интересующей зоны, следовательно, их считают потенциально оптимальными и сохраняют. Второй параметр относится к динамической информации, которую можно получить, когда имеются в наличии сейсмические данные 4D. На основании полных 4D-изображений можно обнаружить, затронуло ли уже изменение рассматриваемую интересующую зону. Если это так, анализ полученных необработанных данных во время базовых и последующих съемок позволяет определить трассы, показывающие наилучшие 4D-эффекты для интересующей зоны. Этими трассами являются трассы, в наибольшей степени способствовавшие идентификации этого изменения и являющиеся, таким образом, оптимальными, чтобы опять обнаруживать в ней 4D-эффекты. В дополнение к существующим сейсмическим трассам 4D или при их отсутствии использование нефте-упругих моделей для интересующей зоны в сочетании с динамической моделью пласта позволяет смоделировать синтетическую сейсмическую съемку и оценить сейсмические эффекты, индуцируемые при производстве.

Третий параметр относится к информации, связанной с факторами поверхности и полученной на основании группы, идентифицированной при помощи первого параметра или комбинации двух первых параметров, при этом можно сопоставить положение выбранных пар источник-приемник и информацию о поверхности. Это сопоставление информации позволяет проверить, с одной стороны, возможность практического позиционирования этих пар источник-приемник, например, убедиться, что выбранные положения не находятся в зоне исключения. Оно позволяет также учитывать сильные генераторы сейсмических шумов, которые могут появляться между существующими сейсмическими данными, например, такие как дорога в процессе строительства, установка по сжижению газа или морской коридор.

Эти этапы позволяют анализировать возможность осуществления сверхлегкого активного сейсмического контроля.

Теперь описанный выше способ можно дополнить, чтобы улучшить сейсмическую обработку сверхлегких активных систем и чтобы обнаруживать изменения в интересующей зоне, когда пары источник-приемник были установлены в оптимальных местах стационарно или полустационарно. Это позволяет сфокусировать контроль на интересующей зоне без построения полного изображения подземных недр. Речь идет о подходе «трасса за трассой», когда каждую из пар источник-приемник наблюдают и обрабатывают независимо друг от друга. Чтобы не учитывать изменения, происходящие выше интересующей зоны, выдвигается предположение, что на короткой шкале времени, порядка 6 месяцев максимум, в недрах над интересующей зоной можно идентифицировать по меньшей мере одну зону, которая не подвергается изменению. Эту зону называют контрольной зоной. Ее используют для получения измерения окружающего шума, связанного со сверхлегкой системой контроля. Она служит также для коррекции изменений, происходящих над этой контрольной зоной. Чтобы скорректировать 4D-эффекты над контрольной зоной, где изменения ближе к поверхности являются наибольшими, контрольную зону используют в качестве эталона, считая, что сейсмический ответ этой зоны не должен меняться. В этом случае можно корректировать сейсмические изменения этой зоны и применять эту поправку таким образом, чтобы выявить изменения в интересующей зоне. Речь идет об изменениях во времени амплитуды, времени пути или небольших волн. На фиг. 5 показаны источник 51, приемник 52, сейсмическая волна 53, интересующая зона 54 и вышеупомянутая контрольная зона 55. На фиг. 6 представлен пример применения заявленного способа к необработанной трассе. На оси абсцисс показано время в сутках, а на оси ординат - разность времени пути сейсмической волны в течение времени. Точкой начала пути является сейсмический источник, затем пласт и в конечном итоге - приемник. Верхняя кривая соответствует суточной регистрации, а нижняя кривая отклонению по отношению к первым суткам регистрации. Отмечается сильное изменение на 25-е сутки, то есть происходит геомеханическое изменение. Это геомеханическое изменение может являться, например, насыщением, изменением давления или температуры.

Кроме того, если рассматривают только одну сейсмическую трассу, полученную в результате сверхлегкой съемки, понятие ячейки или bin на английском языке теряет смысл. Пространственное разрешение контролируемой зоны рассматривают как зону Френеля, которая зависит от частоты. В этом случае можно производить фильтрацию по октавам, чтобы повысить чувствительность контроля. Понижая частоту принимаемых данных, повышают чувствительность обнаружения в более удаленных интересующих зонах. Для этого сверхлегкая система сбора должна излучать и регистрировать несколько частотных диапазонов. Например, при скорости 5500 метров в секунду в интересующей зоне зоны Френеля, находящиеся на расстоянии 50, 100, 150, 200 и 275 метров от центра пятна, соответствуют частотам соответственно 27, 14, 7 и 5 Герц для модели однородной скорости и модели съемки при нулевом смещении. Таким образом, при обнаружении изменения на 5 Герц, которое не появляется на 14 Герц, это позволяет сделать вывод, что изменение, наблюдаемое в интересующей зоне, происходит на расстоянии от 100 до 275 метров от центра интересующей зоны.

С другой стороны, используя данные, полученные на этапе демиграции, можно для каждой пары источник-приемник оценить наклон излучения и приема сейсмических волн, чтобы обрабатывать интересующую зону. При излучении можно сфокусировать излучение волн или beam steering на английском языке на оптимальных наклоне и направлении для облучения интересующей зоны, используя несколько источников или антенну источников. Это позволяет избежать влияния многих шумовых факторов, таких как дифракция, паразитные или кратные эхо-сигналы и паразитные отражения, и улучшить порог обнаружения. При приеме, используя трехкомпонентные приемники с применением набора ближних датчиков или используя антенну приемников, можно получить среднюю трассу, содержащую только сейсмические данные, поступающие в направлении и с наклоном, определенными на этапе демиграции. Эта фильтрация позволяет существенно уменьшить шумовые факторы, в частности, кратные, и повысить порог обнаружения. Речь идет о повышении точности обнаружения за счет уменьшения зоны обнаружения внутри зоны Френеля, что, следовательно, позволяет лучше сфокусировать обнаружение, используя наклон излучения волн. В этом случае при помощи одной пары источник-приемник можно добиться нескольких разных фокусировок внутри этой зоны Френеля, что соответствует выделению в этой зоне нескольких разных пятен. Эти две фильтрации можно осуществлять раздельно или вместе, чтобы еще больше повысить порог обнаружения. Если демиграция была произведена по диапазону октав, эту фильтрацию можно сделать еще более точной, изменяя наклоны излучения и приема в зависимости от октав. Таким образом, изобретение позволяет добиться обнаружения, учитывающего, с одной стороны, изменения во времени в интересующей зоне по отношению к контрольной зоне и, с другой стороны, развитие во времени этих изменений.

Изобретение можно также применять для регистрации полной трассы, которую можно затем использовать для идентификации других, так называемых попутных пятен, находящихся выше или ниже первоначального пятна, и применить для каждого из них фокусировку в зоне Френеля.

1. Способ определения оптимального позиционирования пар источник-приемник, выполненных с возможностью получать сейсмические данные, содержащий следующие этапы:

- первый этап идентификации интересующей зоны (32), которая была объектом предшествующей сейсмической съемки, чтобы получить изображение подземных недр в этой зоне;

- второй этап получения сейсмических данных, собранных во время предшествующей сейсмической съемки указанной интересующей зоны в течение интересующего времени;

- третий этап применения демиграции к указанным сейсмическим данным, чтобы определить положения каждой пары источник-приемник (31, 34), которая участвовала в получении изображения указанных недр указанной интересующей зоны в течение указанного интересующего времени;

- четвертый этап получения необработанных трасс (41, 42, 43, 44, 45) для указанных положений пар источник-приемник (31, 34);

- пятый этап выбора по меньшей мере одной оптимальной необработанной трассы (43, 44) среди указанных необработанных трасс;

- шестой этап определения оптимальных положений пар источник-приемник (31, 34), соответствующих указанной оптимальной необработанной трассе (43, 44).

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что демиграцию на третьем этапе осуществляют по диапазону октав.

3. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что предшествующая сейсмическая съемка является 4D-съемкой.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что пятый этап дополнительно содержит выбор оптимальных необработанных трасс (43, 44), позволяющих отслеживать наилучшие 4D-эффекты.

5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что пятый этап дополнительно включает в себя использование нефтеупругих моделей для выбора оптимальных необработанных трасс (43, 44).

6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что пятый этап дополнительно содержит выбор, учитывающий факторы поверхности.

7. Способ по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что пятый этап дополнительно содержит выбор, учитывающий контрольную зону (55), служащую для стандартизации сейсмических изменений.

8. Способ по любому из пп. 1-7, отличающийся тем, что третий этап дополнительно включает в себя получение оптимальных наклона и направления излучения и приема для каждой пары источник-приемник (31, 34).

9. Способ по любому из пп. 1-8, отличающийся тем, что дополнительно содержит седьмой этап размещения пар источник-приемник (31, 34) в указанных оптимальных положениях и восьмой этап сбора новых сейсмических данных в указанных оптимальных положениях.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что восьмой этап основан на оптимальных наклоне и направлении излучения и приема сейсмических волн.