СПОСОБ ПОСТРОЕНИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИЗОБРАЖЕНИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ Российский патент 2013 года по МПК G01V1/28 

Изобретение относится к области прикладной геофизики и может быть использовано для получения сейсмических изображений геологической среды в геологоразведочных целях.

Метод отраженных волн (MOB) - наиболее эффективный и развитый метод сейсморазведки, применяемый в настоящее время в наибольших объемах при поисках и детальной разведке месторождений нефти, газа и ряда других полезных ископаемых на суше и на море. В настоящее время MOB используется для определения глубины и формы залегания границ раздела в разрезе различных геологических напластований, выявления структурных и неструктурных ловушек полезных ископаемых, особенно нефти и природного газа, а также, при благоприятных обстоятельствах, для получения данных о литологии, фациальном составе горных пород, условии их образования, характере насыщающих поровое пространство флюидах и других целей.

Упругие волны в MOB возбуждают с помощью проведения взрывов в неглубоких скважинах или действием специальных невзрывных источников на поверхности земли. На поверхности земли регистрируются отраженные волны от достаточно протяженных геологических границ, на которых заметно меняется волновое сопротивление (акустическая жесткость) соседних толщ. Таким границам обычно соответствуют литологические и тектонические поверхности разделов геологических сред. После регистрации упругих волн изучают их кинематические (времена прихода, скорости распространения и т.п.) и динамические (амплитуды, частоты и др.) характеристики. Отраженные волны всегда регистрируются на фоне помех глубинного и поверхностного происхождения. Поэтому для их выделения применяют специальные приемы возбуждения, записи и обработки, используя различия в кинематических и динамических характеристиках отраженных волн и волн-помех. Полевые наблюдения выполняют по специальным системам многократных перекрытий, обеспечивающим получение значительной избыточной информации, что и позволяет существенно увеличить отношение амплитуд полезных сигналов к среднему уровню амплитуд всех помех (увеличивают при этом отношение сигнал/помеха). Поэтому увеличение кратности наблюдений является в сейсморазведке магистральным направлением ее развития.

Основным современным вариантом реализации MOB является метод общей средней (глубинной) точки (ОСТ), предложенный в 1950 году в США Мейном У. Принципиальной основой метода являются: выполнение полевых наблюдений по сложным специальным системам многократных перекрытий, сортировка наблюденных исходных трасс общей точки возбуждения (ОТВ) в сейсмограммы ОСТ по принципу их принадлежности к общей средней точке (середина расстояния «источник-приемник»), расчет и ввод специальных статических и кинематических поправок, последующее суммирование трасс полученных сейсмограмм ОСТ в одну суммарную трассу для каждой общей средней точки. Сформированная таким образом совокупность сейсмических трасс для общих средних точек представляет главный результат метода ОСТ - временной разрез ОСТ. Принципиальные достоинства метода ОСТ заключаются в том, что в процессе получения временных разрезов высокой кратности будут существенно ослаблены как регулярные (кратные и обменные волны), так и нерегулярные волны-помехи.

Способ получения сейсмических изображений геологических сред, соответствующий описываемому выше методу общей средней точки, принят в качестве одного из прототипов данного изобретения. Основные положения метода опубликованы в 1956 году в патенте США №2.732.906 Уильямом Мейном (Mayne W.H., 1956, Seismic Surveying. U.S. Patent. No. 2.732.906).

Анализ существующих основ теории метода многократных перекрытий в варианте общей глубинной точки (ММП-МОГТ) показывает, что принципиальной особенностью метода является совокупность следующих допущений: регулярные сейсмические сигналы, регистрируемые на любом пункте приема колебаний, образованы, главным образом, отраженными волнами, которые сформировались от локальных участков плоских горизонтальных сейсмических границ, залегающих на разных глубинах в области пространства, находящегося под общей средней точкой. Нормаль к этим отражающим элементам границ пересекается с плоскостью наблюдений - в общей средней точке (ОСТ) - в точке, лежащей на плоскости приведения строго посредине между пунктами возбуждения (ПВ) и пунктами приема (ПП). Другой траектории лучевая теория зеркальных отражений не допускает. Из этого следует, что любой регулярный сейсмический сигнал на трассе общей точки возбуждения (ОТВ) несет информацию только о горизонтальных отражающих границах, расположенных под общей средней точкой. Это означает, что каждая зарегистрированная трасса ОТВ позволяет в процессе последующей обработки (суммирования) получать для каждой ОСТ только одну сейсмическую трассу t₀(x_ОСТ,y_ОСТ), совокупность которых для разных общих средних точек и дает нам искомое сейсмическое изображение геологической среды. Сделанные допущения о горизонтальности всех сейсмических границ под ОСТ, естественно, являются слишком жесткими и упрощенными предположениями о строении реальных геологических сред. Однако в силу принципиальных особенностей МОГТ на первых этапах обработки сейсморазведчики вынуждены делать именно такие предположения о строении геологической среды. Конечно, в последующем для получения истинного положения всех отражающих границ в разрезе в сейсморазведке было разработано много специальных процедур обработки (DMO, различные миграции и т.п.), которые позволяют полностью или, хотя бы частично, исключить влияние этого допущения на конечные результаты метода ОСТ.

Использование в МОГТ принципа формирования сейсмических изображений геологической среды на основе только отраженных волн ограничивает разведочные возможности метода в части получения сейсмических изображений высокой кратности. Реально изображения высокой кратности в МОГТ могут быть получены только за счет использования повышенной кратности полевых работ, что, однако, приводит к заметному удорожанию стоимости таких работ.

В качестве второго базового прототипа нами взяты идеи метода, получившего название метода сейсмического локатора бокового обзора (СЛБО).

В 1991 году Дьяконовым Б.П., Кузнецовым О.Л., Раевским Ю.Г., Файзуллиным И.С., Чиркиным И.А. и Шленкиным С.И. был предложен новый метод сейсморазведки - метод СЛБО (патент РФ №2008697). Он основан на использовании дифрагированных сейсмических волн для обнаружения в геологической среде областей с повышенной трещиноватостью.

Возникающие в области трещин рассеянные (дифрагированные) волны присутствуют в регистрируемом сейсмическом волновом поле, но их энергия на 1-2 порядка меньше энергии зеркально-отраженных волн. Выделение таких слабых рассеянных волн и определение места их зарождения в среде основано на принципе теории локаторов бокового обзора, реализуемом как при выполнении полевых наблюдений, так и при обработке сейсмических материалов.

Технология полевых наблюдений СЛБО включает создание на поверхности Земли площадок (апертур) приема и излучения сейсмических волн. Для реализации бокового обзора эти апертуры располагают в стороне от площади исследования. Такое расположение позволяет исключить из сейсмических записей интенсивные отраженные волны и повысить относительный уровень энергии дифрагированных волн, вызванных наличием в среде трещин. Для возбуждения и регистрации сейсмических волн используется стандартная сейсморазведочная аппаратура и оборудование.

Обработка полевых материалов СЛБО включает стандартные процедуры кинематической обработки (определения и коррекции статических поправок, получения скоростной характеристики разреза, улучшения отношения "сигнал/помеха", АРУ и др.), а также специальные процедуры, основанные на сопряженном фокусировании апертур излучения и приема для выделения рассеянных волн и определения мест их зарождения. Результатом обработки являются объемные модели трещиноватости геологической среды.

В 2004 г. на основе этой технологии был получен новый патент РФ на способ сейсмической локации трещиноватых областей (СЛТО) (патент РФ №2251717, 2004 г.). Изменения коснулись преимущественно методики наблюдений - апертуру приема и апертуру излучения предлагается располагать попарно с двух сторон исследуемого объема пород. Таким образом, просвечивание среды происходит в двух ортогональных направлениях, что обеспечивает возможность выделения зон с различной ориентировкой трещин. В обоих способах для выделения волн с меньшей интенсивностью, по сравнению с регулярными волнами и волнами-помехами, приходится проводить большое число накоплений полезного сигнала. Для этого требуется достаточно большое количество как пунктов возбуждения, так и пунктов приема. Кратность накоплений может достигать 10000. Процедура накопления осуществляется следующим образом. Исследуемый массив делится на кубические блоки со стороной не больше половины длины регистрируемой волны. В центре каждого блока осуществляется фокусирование волн от всех излучателей с синфазным суммированием волн по приемникам от каждого излучения. Каждому блоку приписывается полученное значение энергии, по максимальным значениям которой выделяют область рассеяния. Основным результатом работ являются изображения геологической среды по интегральному характеру распределения энергии рассеивания в разрезе. Такие энергетические изображения, в которых отсутсвуют зеркальные компоненты поля, сильно отличаются от принятых в сейсморазведке способов изображения геологических сред. Кроме того, в описываемых патентах точность определения местоположения выделенных зон повышенной трещиноватости и их формы в значительной степени зависит от точности знания истинного распределения скоростей в объеме изучаемой среды. Определение скорости в этих способах не предусмотрено. Все это обусловливает существенные ограничения, возникающие при использование методов СЛБО и СЛТО в практике сейсморазведки.

Целью создания описываемого способа является разработка технологии для реализации таких подходов к формированию сейсмических изображений геологической среды высокой кратности и контрастности по данным ММП-МОГТ, которые, в отличие от рассмотренных патентов, позволяют, на наш взгляд, избежать упомянутых выше противоречий и недостатков. Поставленная цель будет достигаться за счет иного взгляда на возврат сейсмический энергии, заключающегося в одновременном учете и зеркальных и дифрагированных сейсмических волн. На основе этого подхода будут соответственно модифицированы и процесс регистрации данных и процесс их обработки.

Для получения качественных сейсмических изображений геологической среды на заданной территории по предлагаемому способу необходимо выполнить сейсморазведочные работы по методике многократных перекрытий. Для этого на местности создается сеть прямолинейных или криволинейных профилей, на которых расставляются приемники сейсмических колебаний с заранее заданным шагом их расположения. Для обеспечения современного уровня выполнения полевых работ они должны соответствовать следующим требованиям. Шаг между приемными каналами не должен быть более 50 м. Число линий приема колебаний должно быть достаточно большим - не менее 8-10 линий приема с расстоянием между ними не более 200-400 метров. Общее число приемников колебаний на площади исследований также должно быть достаточно большим - не менее 800-1000, что должно обеспечивать усредненную плотность на 1 квадратный километр не менее 100 каналов. Приемная база должна обеспечить относительно равномерное покрытие всей площади исследований для всех пунктов возбуждения. Пункты возбуждения также, по возможности, должны равномерно покрывать всю площадь исследований, а их общее число на площади работ должно соответствовать средней плотности не менее 10 пунктов возбуждения на один квадратный километр исследуемой площади. Во всех случаях необходимо с помощью современных технических средств определить фактические плановые и высотные координаты всех пунктов возбуждения колебаний и пунктов их приема. Полевые работы должно выполняться по конвейерной технологии, что заметно убыстряет сроки выполнения работ и снижает их стоимость. Выполнение полевых работ с указанными характеристиками является гарантией получения высококачественных геологических изображений изучаемой части пространства по предлагаемому способу.

Последующие действия в заявленном способе предполагают, что возврат сейсмической энергии из геологической среды, облученной сейсмическим источником, осуществляется не только исключительно в виде отраженных волн, но и одновременно в виде дифрагированных волн. Из этого предположения следует, что каждая зарегистрированная сейсмическая трасса ОТВ может рассматриваться как результат интерференционного суммирования множества дифрагированных и отраженных волн, образованных существующими в геологической среде протяженными и/или локальными неоднородностям. Эти неоднородности в геологической среде можно представить себе либо в виде малого по размерам локального отражающего элемента разреза произвольной пространственной ориентировки, либо как точечной локальной неоднородности среды. С формальной точки зрения мы будем называть эти два типа объектов сейсмическими дифракторами, наиболее вероятное плановое расположение которых может приходится на центральную часть пространства между источником и приемниками. Из этого допущения следует, что каждая наблюденная трасса ОТВ может содержать информацию о строении среды под совокупностью различных точек поверхности наблюдений в этой части пространства, в том числе и не лежащих на линии "источник-приемник". Следовательно, каждая наблюденная трасса любой сейсмограммы ОТВ может быть многократно пересчитана в совокупность трасс t₀ для множества точек плоскости наблюдений. Выполняя такие пересчеты для различных наблюденных трасс, полученных из разных ПВ, можно для заранее выбранных точек плоскости наблюдений x, y - совокупности центров расчетных бинов - получить массив множества трасс t₀, конструктивная интерференция которых в процессе суммирования, как можно предположить, и будет давать изображение реальных дифракторов на разных временах t₀ (глубинах z) и для всех бинов (пикетов) плоскости наблюдений. Для практической реализации предложенной технологии построения сейсмических изображений геологической среды необходимо каждую зарегистрированную сейсмическую трассу от каждого ПВ пересчитывать (трансформировать) в трассы t₀ на всем множестве предварительно сформированных нами пикетов - центров расчетных бинов - на плоскости наблюдений. Совокупность трасс t₀ в этих бинах в последующем и составит основу искомого временного (и/или глубинного) сейсмического изображения среды по линии профиля (двухмерные профильные изображения) или в пространстве (трехмерные изображения - кубы сейсмических данных).

Вид формул для таких пересчетов зависит от принятой скоростной модели среды. В частности, формулы для такого пересчета с использованием эффективной скоростной модели среды имеют следующий вид:

$$t_0\left(x_D,y_D\right)=\sqrt{t^2\left(x_D,y_D\right)-\frac{2}{V^2}\cdot \left(R_1^2+R_2^2\right)-\frac{{\left(R_1^2-R_2^2\right)}^2}{V^4\cdot t^2\left(x_D,y_D\right)}}$$ ,

где $$R_1=\sqrt{{\left(x_D-x_{ПВ}\right)}^2+{\left(y_D-y_{ПВ}\right)}^2}$$ ; $$R_2=\sqrt{{\left(x_{ПП}-x_D\right)}^2+{\left(y_{ПП}-y_D\right)}^2}$$ ;

t(x_D,y_D) - текущее время на наблюдаемой трассе; x_ПВ, y_ПВ; x_ПП, y_ПП; x_D, y_D - координаты на плоскости наблюдений соответственно пункта возбуждения, пункта приема и центра бина, в который трансформируется каждая наблюдаемая трасса t(x_D,y_D).

На фиг.1 показана схема, поясняющая технологию переноса трасс, и используемые обозначения.

Для получения динамического временного разреза такого изображения каждое значение амплитуды наблюденной сейсмической трассы на любом времени t(x_D,y_D) переносится на соответствующее пересчитанное время трассы временного разреза t₀(x_D,y_D). В результате такого перенесения в каждом расчетном бине с центром в точке x_D, y_D расчетной сети получаем множество пересчитанных трасс t₀(x_D,y_D), число которых будет определять кратность итогового временного разреза. После этапа пересчета следует осуществлять суммирование всех сейсмических трасс, отнесенных в каждый данный бин.

Весьма важным при таких операциях является вопрос о размере области, в которой могут находиться координаты точек пересчета x_D и y_D для любой наблюденной трассы, и ее положении на поверхности наблюдений между источником и приемником. Эту область поверхности наблюдений будем называть "большим бином", а ее площадь обозначим SBB. Размер, форма и положение центра большого бина будут зависеть как от требуемой глубинности исследований, так и от расстояния между источником и приемником. Минимальный размер большого бина мы связываем с размером первой зоны Френеля на основном целевом горизонте исследований, а его форму, в целях удобства и простоты расчетов, выберем в виде круга, начальный радиус которого приравняем радиусу этой зоны:

R=R₀+kL,

где R₀ - радиус первой зоны Френеля, L - удаление источник-приемник, k - эмпирический коэффициент, определяющий влияние размера установки наблюдения на размеры большого бина.

Положение центра большого бина на плоскости исследований относительно координат ПВ, ПП и ОСТ зависит от того, какие конечные цели будут поставлены при формировании сейсмических изображений. Если основная цель таких изображений - выделение преимущественно отраженных волн от субгоризонтальных границ раздела в среде, то центр большого бина должен совпадать с положением ОСТ для каждых данных ПВ и ПП. Если размер большого бина будет очень небольшим и соизмеримым с размером бина в методе МОГТ (25-50 м), то данная технология получения сейсмических изображений почти совпадет с технологией получения изображений в методе МОГТ. В этом случае способ формирования сейсмического изображения будет идеологически близок к МОГТ.

Если мы хотим в изображениях видеть преимущественно дифрагирующие объекты в среде или круто наклоненные отражающие границы, то центр большого бина может быть смещен от ОСТ в сторону либо ПВ, либо ПП, либо по перпендикуляру от линии "источник-приемник". В последнем случае при правильно подобранных размере большого бина и положении его центра можно настроить систему приема на регистрацию исключительно дифрагированных волн от трещиноватых зон в геологической среде (частичная аналогия с предложением, содержащимся в патенте по методу СЛТО). Заметим, что все сказанное с минимальными изменениями переносится из технологии 3D в профильную технологию построения сейсмических временных разрезов 2D.

Вторым важным вопросом в предлагаемой технологии получения сейсмических изображений геологической среды является вопрос о том, как и сколько точек пересчета следует размещать в пределах большого бина. Сеть нужных нам трасс для построения сейсмического изображения будем отождествлять с сетью расчетных бинов. Центрами расчетных бинов являются координаты точек пересчета x_D, y_D. Проведенные исследования показали, что размер расчетных бинов можно выбирать достаточно малым, например 20*20 м, 10*10 м и менее. При этом было установлено, что размер сети расчетных бинов, в отличие от классической технологии обработки данных МОГТ, практически не зависит от параметров методики полевых работ 3D (от удалений между ПП, ПВ, ЛПП, ЛПВ и др.). В результате оказывается, что кратность суммирования в предлагаемой технологии (при одинаковых размерах бинов с МОГТ-3D) может быть в 5-15 раз (для работ 2D) и в 50-200 раз (для работ 3D) выше, чем в стандартной технологии МОГТ. Объяснить сказанное можно на основе анализа модифицированной нами формулы оценки кратности в теории проектирования съемок МОГТ-3D:

$$F_{3D}=SD\cdot NC\cdot S_{ВВ}\cdot \frac{N_1}{N_2}\cdot 10^{-6}$$ ,

где SD - плотность источников (ПВ) на 1 км² сети съемки; NC - среднее количество активных каналов для 1 ПВ; S_BB - площадь большого бина в м²; N₁ - число расчетных бинов, в которые осуществляется пересчет каждой наблюденной трассы; оно меняется в пределах: 1<N₁<N₂; N₂ - общее число расчетных бинов, входящих в состав большого бина.

Рассмотрим пример расчета предполагаемой кратности сейсморазведочных работ на площади 200 км² (20×10 км). Параметры съемки: расстояния между ПП - 50 м, между ПВ - 50 м, между линиями ПП - 300 м, между линиями ПВ - 400 м, число активных каналов на линии приема - 120, число линий приема в шаблоне - 10. В стандартной технологии МОГТ, при жесткой привязке к размера бина к шагу между ПП, мы вынуждены использовать сеть бинов 25×25 м. Итоговая кратность наблюдений для таких работ составит 40 (Бондарев В.И., Крылатков С.М., 2011, Сейсморазведка. Учебник для вузов в двух томах. Екатеринбург: Изд-во УГГУ. Т.2 - 400 с.). В предлагаемом способе размер сети бинов может быть выбран произвольно. Покажем вариант построения изображений, с бинами размером 25×25 м для сравнения кратности с кратностью в ОГТ Большой бин выберем в виде квадрата со стороной 400 м. В результате, применив вышеописанные параметры, мы получим ожидаемую кратность сейсмических разрезов, равную 9600. Отсюда можно сделать вывод о том, что кратность получаемых сейсмических изображений будет существенно выше чем в МОГТ, что оставляет значительные резервы для повышения пространственного разрешения сейсморазведочных работ путем применения более густой сети расчетных бинов.

Предложенная технология построения сейсмических изображений геологической среды обладает целым рядом преимуществ перед всеми известными нам существующими способами:

- способ позволяет получать сейсмические изображения очень высокой кратности, значения которой могут быть на два порядка выше, чем в стандартном методе общей средней точки; при этом кратность сейсмических изображений для площадных наблюдений даже при работах по стандартной полевой технологии сегодняшнего дня может быть доведена до десяти тысяч и более;

- в значительной степени снимаются ограничения на использование произвольных нерегулярных сетей наблюдений, что позволяет существенно снизить стоимость полевых работ и/или заметно уменьшить их экологическое воздействие на окружающую среду;

- данный способ построения геологических изображений может быть особо перспективен при широком использовании в полевых условиях бескабельной телеметрической аппаратуры и оборудования;

- за счет некоторого снижения требований к кратности итоговых сейсмических изображений возможно уменьшение количества используемых пунктов возбуждения, что повлечет за собой удешевление общей стоимости полевых работ;

- появляется возможность существенного повышения кратности итоговых сейсмических изображений в областях, непосредственно примыкающих к границам площади работ;

- существенно снижается влияние структуры сети наблюдений на получаемые сейсмические изображения за счет ослабления влияния "футпринтов" - следов структуры полевой расстановки источников и приемников;

- за счет появления дополнительных управляющих параметров - формы, размеров и положения центра большого бина на плоскости наблюдений, открывается возможность настройки системы наблюдений на преимущественное выделение тех или иных сейсмических волн, а, значит и элементов геологической среды;

- получаемое сейсмическое изображение геологической среды обладает свойствами мигрированного изображения - источники вторичных сейсмических волн находятся в местах их действительного расположения.

Из сказанного следует, что в изобретении предлагается следующая новая последовательность действий, обеспечивающая построение сейсмических изображений геологической среды высокой кратности и контрастности по результатам стандартных сейсморазведочных работ методом многократных перекрытий путем реализации следующих восьми шагов:

1) выполнение полевых сейсморазведочных работ по технологии многократных перекрытий, основные параметры которой должны удовлетворять вышеназванным условиям;

2) создание для площади (или линии наблюдений) исследований нужной нам сети центров расчетных бинов, плотность которых может в 2-5 раза больше, чем предусматривает существующая стандартная теория проектирования систем наблюдений 3D и 2D;

3) выбор нужной нам формы, размеров и положения центра большого бина, относительно общих средних точек, эти параметры будут использоваться при формировании изображений во всех парах «источник-приемник»;

4) пересчет каждой сейсмической трассы ОТВ выбранного источника колебаний во все центры расчетных бинов, попадающих в пределы площади конкретного большого бина;

5) повторение операции, названной в п.4, для всех других пунктов возбуждения;

6) вычисление в каждом расчетном бине числа попавших сюда пересчитанных трасс для определения фактической кратности в нем;

7) суммирование накопленных в каждом расчетном бине сейсмических трасс и приписывание результирующей трассы данному расчетному бину;

8) формирование из совокупности таких трасс куба сейсмических данных (профильного разреза), который после стандартной дообработки (фильтрации, регулировки, деконволюции и др.) является искомым сейсмическим изображением геологической среды высокой кратности и контрастности.

В качестве конечного технического результата данного изобретения мы получаем способ формирования сейсмических изображения высокой кратности и контрастности, что позволит решать ряд новых и важных геологических задач на основе реализации ряда перечисленных выше преимуществ предложенного способа построения сейсмических изображений геологической среды по данным метода многократных перекрытий. Заявленный способ является оригинальным и обладает научной новизной. Для реализации способа при производстве сейсморазведочных работ не потребуется существенного изменения их технологии, таким образом способ промышленно применим.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения сейсмических изображений геологической среды в геологоразведочных целях. Заявлен способ построения сейсмических изображений геологической среды высокой кратности по данным метода многократных перекрытий. Полученные в результате проведения сейсморазведочных работ сейсмические трассы общей точки возбуждения для каждой из пар приборов источник-приемник при формировании сейсмических изображений среды многократно переносятся в заданные центры бинов на площади исследования. После многократного переноса наблюденных трасс в заранее сформированную на площади сеть ячеек - бинов полученные трассы суммируются. После суммирования по всей площади работ создается искомое оригинальное сейсмическое изображение геологической среды высокой кратности. Технический результат - повышение информативности данных сейсмического зондирования среды. 1 ил.

Способ построения сейсмических изображений геологической среды по данным сейсморазведки методом многократных перекрытий (МПП) на основе использования массива выборок амплитуд сигнала, снятых в моменты времени, отстоящие один от другого на постоянный шаг (шаг дискретизации) на протяжении заданного времени регистрации, от множества сейсмоприемников, размещенных на заданном расстоянии друг от друга в географическом пространстве и определяющих заданную пространственную область построения искомого изображения, в ходе которого осуществляют суммирование множества сейсмических трасс, с общей средней точкой, для разных пар источников и приемников в итоговые трассы на каждой элементарной расчетной ячейке площади (бине) для формирования конечного изображения, отличающийся тем, что на заранее сформированном массиве точек отнесения искомого результата, расположенных внутри бинов, по координатам выбранного источника и любого пункта приема колебаний формируется специальная площадь с центром в средней точке (большой бин), размер и форма которой зафиксированы, и включает в себя серию ранее сформированных точек внутри бинов, попавших в эту область, в каждую из которых для выбранного источника трансформируются все трассы, зарегистрированные из этого пункта возбуждения; аналогичным образом производится трансформация трасс, полученных от всех других пунктов возбуждения, в результате чего в каждом расчетном бине происходит накопление массива трансформированных трасс, на основе последующего суммирования которых в каждом расчетном бине формируются итоговые трассы искомого трехмерного сейсмического изображения геологической среды высокой кратности.