Способ обработки сейсмических данных

005693 Настоящее изобретение относится к способу обработки сейсмических данных и, в частности, к способу обработки морских сейсмических данных для снижения паразитного отражения сигналов волнспутников. Настоящее изобретение применимо к обработке как морских сейсмических данных, полученных в спокойном море, так и морских сейсмических данных, полученных в бурном море. Настоящее изобретение также относится к обработке сейсмических данных, позволяющей оценивать глубину погружения сейсмоприемника или контролировать точность сейсмоприемника. На фиг. 1 изображена схема морской системы сейсморазведки, в которой источник 1 излучает сейсмическую энергию, воспринимаемую сейсмоприемником 2, находящимся на глубине h под поверхностью 6 моря. Энергия, излучаемая источником, отражается от морского дна 3 или от отражающей границы 4, находящейся ниже морского дна 3, после чего воспринимается приемником. Эта траектория сейсмической энергии обозначена на фиг. 1 позицией 5. Информацию о геологической структуре недр земли можно вывести из отраженной сейсмической энергии, падающей на приемник. Сейсмоприемник 2, показанный на фиг. 1, представляет собой сейсмоприемную косу, т.е. сейсмоприемник такого типа, который часто применяется в морской системе сейсморазведки. Сейсмоприемная коса содержит совокупность датчиков S1, S2, , SN, например датчиков давления и/или датчиков скорости частиц, распределенных по ее длине, которая может составлять несколько сот метров и, таким образом, способна измерять отраженную сейсмическую энергию одновременно в нескольких точках. Сейсмоприемную косу обычно подвешивают на одном или нескольких поплавках 8 таким образом, что все приемники сейсмоприемной косы в условиях спокойного моря находятся на одинаковой глубине. Помимо полезной траектории 5 распространения сейсмической энергии, показанной на фиг. 1, отражение или рассеяние сейсмической энергии на поверхности 6 моря приводит к возникновению других траекторий распространения сейсмической энергии. Эти траектории называют волнами-спутниками. Например, позиция 7 на фиг. 1 обозначает волну-спутник, в которой энергия, отраженная отражающей границей 4, попадает не прямо на приемник 2, но испытывает дополнительное отражение от поверхности 6 моря прежде, чем достигнет приемника. Нисходящие волны-спутники, идущие от поверхности моря,являются нежелательными источниками помех в сейсмических данных, поскольку они затрудняют прохождение полезных восходящих отраженных сигналов, идущих из недр земли. Волны-спутники также возникают вследствие отражения или рассеяния, происходящего на поверхности моря вблизи источника 1. Полный сигнал сейсмической энергии, принятый в точке, находящийся ниже источника, содержит составляющую, пришедшую непосредственно от источника, и составляющую,испытавшую отражение или рассеяние на поверхности моря. Исключение волн-спутников из сейсмических данных в многочисленных экспериментальных конфигурациях эквивалентно разделению регистрируемых данных по восходящему/нисходящему волновым полям. В таких конфигурациях нисходящая часть волнового поля представляет сигнал волны-спутника, а восходящая часть волнового поля представляет полезный сигнал. Для осуществления разделения сейсмических данных по восходящему/нисходящему волновым полям можно использовать соответствующий фильтр. Настоящее изобретение предусматривает способ исключения волн-спутников из сейсмических данных, содержащий этапы, на которыхa) получают сейсмические данные с помощью сейсмоисточника и сейсмоприемника, находящихся в жидкой среде,b) определяют производную по времени от давления жидкости в точке, находящейся по выбору вблизи сейсмоисточника либо сейсмоприемника,c) определяют производную в первом направлении от давления жидкости в точке, находящейся, по выбору, вблизи сейсмоисточника либо сейсмоприемника,d) определяют производную во втором направлении от давления жидкости в точке, находящейся по выбору вблизи сейсмоисточника либо сейсмоприемника, на основании результатов, полученных на этапах (b) и (с), иe) обрабатывают сейсмические данные с использованием производной во втором направлении от давления жидкости для снижения содержания сейсмической энергии, отраженной и/или рассеянной на поверхности моря, в обрабатываемых сейсмических данных. В типичной морской системе сейсморазведки производные по времени от давления и производные в одном направлении, например в горизонтальном направлении, определить легко, тогда как производные в других направлениях, например в вертикальном направлении, непосредственно неизвестны и подлежат оценке. Настоящее изобретение предусматривает использование легко определимых производных для обеспечения более точной оценки производной, которая непосредственно не известна, что позволяет с большей точностью устранять волны-спутники из сейсмических данных. Согласно предпочтительному варианту осуществления на этапе (а) получают сейсмические данные на двух разных глубинах под поверхностью жидкой среды, и согласно особенно предпочтительному варианту осуществления на этапе (а) измеряют давление жидкости на двух разных глубинах под поверхностью жидкой среды. Это позволяет дополнительно усовершенствовать определение производной на этапе устранения волн-спутников.-1 005693 Согласно альтернативному предпочтительному варианту осуществления на этапе (а) измеряют давление жидкости и скорость частиц. При известной глубине данный вариант осуществления позволяет контролировать датчики давления и скорости частиц. Например, зная глубину и измеренные значения давления, можно рассчитать скорость частиц, после чего сравнить расчетное значение с измеренными значениями скорости частиц. Альтернативно, на основании измеренных значений скорости частиц и давления можно оценить глубину. Второй аспект настоящего изобретения предусматривает способ калибровки сейсмоприемника, заявленный в п.20 формулы изобретения. Данный способ позволяет контролировать точность измерения скорости частиц. Третий аспект настоящего изобретения предусматривает способ калибровки сейсмоприемника, заявленный в п.22 формулы изобретения, и четвертый аспект настоящего изобретения предусматривает способ определения глубины погружения сейсмоприемника, заявленный в п.24 формулы изобретения. Эти аспекты изобретения относятся к приемнику, способному измерять как скорость частиц, так и давление жидкости. Другие признаки изобретения отражены в зависимых пунктах формулы изобретения. Перейдем к описанию предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения посредством иллюстративных примеров со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых на фиг. 1 представлена схема морской системы сейсморазведки, иллюстрирующая возникновение волн-спутников; на фиг. 2 - схематическое изображение профиля поверхности бурного моря; на фиг. 3(а) представлены графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волн-спутников из уровня техники в спокойном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 3,5 м; на фиг. 3(b) - графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волнспутников, согласно уровню техники в спокойном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 5,5 м; на фиг. 4(а) - графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волнспутников, согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения в спокойном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 3,5 м; на фиг. 4(b) представлены графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волн-спутников, согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения в спокойном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 5,5 м; на фиг. 5(а) - графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волнспутников, согласно уровню техники в бурном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 3,5 м; на фиг. 5(b) представлены графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волн-спутников, согласно уровню техники, в бурном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 5,5 м; на фиг. 6(а) представлены графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волн-спутников, согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения в бурном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 3,5 м; на фиг. 6(b) представлены графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волн-спутников, согласно первому варианту осуществления настоящего изобретения в бурном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 5,5 м; на фиг. 7(а) представлены графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волн-спутников, согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения в спокойном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 3,5 м; на фиг. 7(b) представлены графики, иллюстрирующие результаты, полученные способом устранения волн-спутников, согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения в бурном море при глубине погружения сейсмоприемной косы 3,5 м. В акустической среде с модулем объемного сжатия K, давление р связано со скоростью частиц следующим уравнением: В уравнении (1) обозначает производную по времени от р. Давление р и скорость частиц же связаны уравнением движения, имеющим следующий вид:(2) Где р - плотность акустической среды. Уравнение движения (2) и уравнение (1) совместно образуют систему дифференциальных уравнений первого порядка, описывающую распространение акустической-2 005693 волны. Объединив эти уравнения, получаем общеизвестное уравнение акустической волны второго порядка:- скорость распространения волны в акустической среде. В уравнении (3) Поскольку ротор градиента акустического волнового поля равен нулю (что является фундаментальным векторным соотношением), из уравнения (2) получаем:(4) Перейдем к описанию предпочтительного варианта осуществления изобретения, относящегося к устранению волн-спутников на сейсмоприемной косе, находящейся вблизи поверхности моря. Согласно этому варианту осуществления сейсмоприемная коса снабжена совокупностью датчиков давления, распределенных по ее длине. Хотя в любой реальной системе сейсморазведки распространение сейсмической энергии носит трехмерный характер, в данном примере для простоты объяснения будем рассматривать только двухмерное распространение волны в плоскости x-z (z возрастает вниз, что указано на фиг. 1). Однако изобретение применимо к полному трехмерному распространению сейсмической энергии. Согласно, например, совместно рассматриваемой заявке на патент Соединенного королевства (UK) за 9906456.0 устранение волн-спутников из сейсмических данных можно осуществлять, зная производную давления в вертикальном направлении zp. Таким образом, необходимо вычислять производную в вертикальном направлении от давления вдоль сейсмоприемной косы в точке (x 0, z 0). Для этого можно оценить производную давления в вертикальном направлении, разложив р в окрестности точки (x0, z0) по Тейлору в направлении z. В результате перестановки членов разложения Тейлора получим: В уравнении (5) h - расстояние по вертикали от сейсмоприемной косы в точке (x0, z0) до поверхности моря, z обозначает производную первого порядка в направлении z, и zz обозначает производную второго порядка. Член O(h2) указывает, что члены, дающие наибольшую погрешность, пропорциональныh2, что позволяет пренебречь ими без существенного снижения точности приближения. В случае, когда морская система сейсморазведки содержит одну сейсмоприемную косу, непосредственно измерить zzp невозможно. Измерение давления осуществляется только на сейсмоприемной косе,и в спокойном море это может происходить на постоянной глубине. Однако волновое уравнение позволяет связать производную второго порядка от р в вертикальном направлении, zzp(x0,y0), с производной по времени от давления и с производной давления в направлении вдоль сейсмоприемной косы, которая предполагается расположенной горизонтально. Это позволяет повысить точность оценки производной. В литературе по синтетическим конечным разностям такого рода поправка именуется поправкой ЛаксаВендрофа и описана Лаксом (Lax) и Вендрофом (Wendroff) в статье "Difference Schemes for HyperbolicEquations with high order accuracy" (Разностные схемы для решения гиперболических уравнений с высокой степенью точности), Comm. Pure Appl. Math, том 27 (1964) и Блэнчем (Blanch) и Робертсоном (Robertson) в "Geophysical Journal International", том. 131, стр. 381-386 (1997). Таким образом согласно изобретению уравнение (3) используется для преобразования производных, которые не известны, в производные, которые можно вычислить на основании данных измеренного давления. Из уравнения (3) можно получить следующее соотношение: Подставляя это выражение для zzp в уравнение (5), получаем Здесь мы использовали тот факт, что на поверхности моря давление исчезает: p(x0,z0-h) = 0. Преимущество уравнения (7) в том, что оно не содержит zzp. В уравнении (7) величина zр выражена через производную давления по времени и производную давления в направлении х (в горизонтальном направлении). Обе эти величины можно легко оценить на основании имеющихся данных. Производную по времени давления можно без труда вычислить на основании результатов измерения давления,выдаваемых датчиком на протяжении времени. Кроме того, как было отмечено выше, сейсмоприемная коса содержит совокупность датчиков давления, расположенных по ее длине, и производную давления в направлении х можно легко вычислить на основании результатов измерения давления, одновременно выдаваемых соседними датчиками давления вдоль сейсмоприемной косы. Уравнение (7) также позволяет определить как х-составляющую, так и z-составляющую скорости частиц на протяжении сейсмоприемной косы, с использованием уравнения (2), с учетом того, что глубина погружения сейсмоприемной косы в каждой точке вдоль сейсмоприемной косы известна в любой момент времени.-3 005693 Производные по х, а именно xр в выражении для x, выведенном из уравнения (2), и ххр в уравнении (7) можно вычислить путем дифференцирования результатов измерения давления вдоль сейсмоприемной косы. Согласно описанному в совместно рассматриваемой заявке на патент Соединенного королевства (UK) за 9906456.0, вычислив zp, можно исключить волны-спутники из сейсмических данных. Применение следующего фильтра к сейсмическим данным обеспечивает исключение волн-спутников,действительное для всех углов падения:(8) обозначает зарегистрированное давление восходящего сигнала (без волн- вертикальная составляющая волнового вектоспутников), i - корень квадратный из -1,ра, kх - горизонтальная составляющая волнового вектора, а- циклическая частота. Способ оценки zр согласно изобретению, в принципе, не зависит от волнения моря, как и этап исключения волн-спутников, описанный в уравнении (8). Таким образом, согласно настоящему изобретению производную по z (в вертикальном направлении) от давления определяют на основании измерений давления, производимых вдоль горизонтальной линии. Определив производную давления в направлении z, можно исключить волны-спутники из сейсмических данных с использованием уравнения (8). Фиг. 3(а)-6(b) позволяют сравнить результаты, полученные с использованием настоящего изобретения, с результатами, полученными способом, известным из уровня техники. Эти фигуры представляют собой результаты моделирования при условии поверхности спокойного моря или при условии поверхности бурного моря, профиль которой изображен на фиг. 2. Можно видеть, что поверхность бурного моря,показанная на фиг. 2, имеет значительную высоту волны, около 2 м. В процессе моделирования предполагалось, что давление регистрируется горизонтальной сейсмоприемной косой в точках, помеченных звездочкой, а именно на х = -12,5 м, х = -137,5 м, х = -262,5 м и х = - 387,5 м. Источник представляет собой взрывной источник с частотой 50 Гц и нулевой фазой, расположенный на х = 0 и на глубине 50 м. Фиг. 3(а) и 3(b) позволяют сравнить zр, определенную в явном виде методом конечных разностей(сплошная линия), с оценкой, вычисленной без поправки Лакса-Вендрофа (пунктирные линии). Следы на каждой фигуре соответствуют точкам регистрации х = -12,5 м (верхний след), х = -137,5 м, х = -262,5 м и х = - 387,5 м (нижний след). На фиг. 3(а) и 3(b) zр вычислена простым делением давления, зарегистрированного датчиком сейсмоприемной косы, на расстояние по вертикали между точкой регистрации и поверхностью моря (как было отмечено выше, давление на поверхности моря равно нулю). Таким образом, данное приближение предполагает, что между поверхностью моря и сейсмоприемной косой zр сохраняет постоянное значение. На фиг. 3(а) показаны результаты, полученные при глубине погружения сейсмоприемной косы 3,5 м, а на фиг. 3(b) показаны результаты,полученные при глубине погружения сейсмоприемной косы 5,5 м. Можно видеть, что приближенное вычисление zр путем деления давления, зарегистрированного на сейсмоприемной косе, на расстояние по вертикали между точкой регистрации и поверхностью моря не отличается точностью. Фиг. 4(а) и 4(b), опять же, относятся к спокойному морю и демонстрируют (пунктирными линиями) результаты, полученные способом согласно настоящему изобретению, в которых zр определены с использованием вышеприведенного уравнения (7), в сравнении с результатами (сплошные линии) вычисления zр, полученными методом конечных разностей. Можно видеть, что этот способ согласно настоящему изобретению обеспечивает значительно более точную оценку zр, чем простое геометрическое усреднение, используемое в фиг. 3(а) и 3(b). На фиг. 5 (а)-6(b) показаны результаты вычисления zр для бурного моря, показанного на фиг. 2. На фиг. 5(а) и 5(b) показаны результаты, полученные способом согласно уровню техники. На этих фигурах результаты, представленные пунктирными линиями, относятся к вычислению zр способом согласно уровню техники, согласно которому давление, зарегистрированное датчиком на сейсмоприемной косе,делят на расстояние по вертикали между точкой регистрации и поверхностью моря, а результаты, представленные сплошными линиями, относятся к вычислению zр методом конечных разностей. На фиг. 6(а) и 6(b) показаны результаты, полученные с использованием настоящего изобретения. На этих фигурах сплошными линиями, опять же, показан результат вычисления zр методом конечных разностей, а пунктирными линиями показан результат вычисления zр с помощью уравнения (7). Опять же,можно видеть, что способ согласно настоящему изобретению обеспечивает значительно более точные оценки zр, чем метод простого геометрического усреднения. На каждой из фиг. 4(а), 4(b), 5(а), 5(b), 6(а) и 6(b) следы соответствуют координатам регистрации х = -12.5 м(верхний след), х = -137,5 м, х = -262,5 м и х = -387,5 м (нижний след). Поскольку настоящее изобретение обеспечивает более точные значения zр, точность исключения волн-спутников с использованием фильтра, выраженного уравнением (8), также повышается.-4 005693 Согласно другому варианту осуществления изобретения для дальнейшего повышения точности оценки zр из разложения Тейлора исключают член следующего в порядке возрастания порядка и, таким образом, повышают точность до О(h3). Для этого требуется решить неявную систему уравнений относительно zр на каждой частоте: Один путь решения уравнения (9) лежит в области f-x с использованием оценки производной второго порядка точности для аппроксимации члена хх в левой стороне. Может также оказаться предпочтительным находить приближения фильтра к уравнению (9), поскольку уравнение (9) эффективно вводит полюс, который может приводить к нестабильностям или усиливать шум. На фиг. 7(а) и 7(b) показаны результаты этого способа исключения волн-спутников, обладающего более высоким порядком точности, согласно настоящему изобретению. На этих фигурах показан результат вычисления zр методом конечных разностей (сплошные линии) и результатов вычисления zр, полученных согласно изобретению с помощью уравнения (9) (пунктирные линии). Четыре следа на каждой фигуре, опять же, соответствуют координатам регистрации х - -12,5 м (верхний след), х = -137,5 м, х = -262,5 м и х = -387,5 м (нижний след). Фиг. 7(а) и 7(b) относятся к глубине погружения сейсмоприемной косы 3,5 м, и на фиг. 7(а) показаны результаты для спокойного моря, а на фиг. 7(b) показаны результаты для поверхности бурного моря, показанной на фиг. 2. Можно видеть, что оценивание zр с помощью уравнения (9) дает, в целом, хорошие результаты. Настоящее изобретение применимо к сейсмоприемнику, находящемуся вблизи поверхности моря,например сейсмоприемной косе, подвешенной на малой глубине под поверхностью моря. Максимальная допустимая глубина погружения сейсмоприемной косы под поверхностью моря обычно сравнима с максимальным расстоянием между двумя сейсмоприемными косами в конфигурации двойной сейсмоприемной косы, поскольку член, дающий наибольшую погрешность в обоих случаях, имеет вид О(h2) илиO(h3), если используется уравнение (9). Предпочтительно, чтобы глубина погружения сейсмоприемной косы под поверхностью моря не превышала половины длины волны сейсмической энергии, излучаемой источником. Согласно настоящему изобретению требуется, чтобы расстояние по вертикали от поверхности моря до каждого из датчиков, распределенных вдоль сейсмоприемной косы, было известно. Традиционную сейсмоприемную косу обычно снабжают датчиком глубины, чтобы оператор мог контролировать глубину, на которой располагается датчик. Если этот датчик глубины достаточно точен, то в качестве глубины погружения каждого из регистрирующих элементов можно использовать среднюю глубину сейсмоприемной косы, измеряемой этим датчиком. В условиях спокойного моря это дает хорошие результаты. Однако в условиях бурного моря для повышения точности предпочтительно снабжать сейсмоприемную косу несколькими датчиками глубины, например гидростатическими датчиками, что позволило бы регистрировать расстояние от каждого датчика давления до мгновенной поверхности моря. Альтернативно,глубину погружения каждого датчика можно оценивать на основании получаемых сейсмических данных. Вышеописанные варианты осуществления настоящего изобретения относятся к сейсмоприемнику,снабженному датчиками для измерения давления р падающей сейсмической энергии. Однако, как было отмечено ранее, сейсмоприемник можно снабдить датчиками для измерения скорости частиц Альтернативный вариант осуществления изобретения предназначен для работы с сейсмоприемником, например, сейсмоприемной косой, содержащей как датчики давления, так и датчики скорости частиц. Такая сейсмоприемная коса может непосредственно измерять как давление жидкости р, так и скорость частиц Однако, величины р и не являются независимыми друг от друга, но связаны уравнением (1) или(2), что обеспечивает дополнительную степень свободы при последующей обработке сейсмических данных, получаемых сейсмоприемной косой. Согласно одному варианту осуществления предполагается, что глубина погружения сейсмоприемной косы известна. Этот вариант осуществления позволяет сравнивать выходной сигнал датчиков скорости частиц с выходным сигналом датчиков давления жидкости. Это сравнение можно производить, например, определяя скорость частиц на основании измеренных значений давления и на основании глубины погружения сейсмоприемной косы, и сравнивать эти определенные значения скорости частиц с непосредственно измеренными значениями скорости частиц. При точном измерении скорости частиц и давления жидкости эти значения, конечно, должны совпадать. Альтернативно, на основании измеренных значений скорости частиц и на основании глубины погружения сейсмоприемной косы можно вычислять давление, и эти расчетные значения давления можно сравнивать с непосредственно измеренными значениями давления. Этот процесс, который можно рассматривать как калибровку датчиков давления относительно датчиков скорости частиц, позволяет контролировать точность датчиков. Этот процесс контроля точности датчиков можно осуществлять, обрабатывая полученные сейсмические данные способом исключения волн-спутников, согласно настоящему изобретению. Альтернатив-5 005693 но, его можно осуществлять отдельно, например, для проверки датчиков при запуске системы сейсморазведки. Это позволяет обеспечивать дополнительную степень свободы за счет измерения р и для калибровки датчиков. Согласно этому варианту осуществления, можно оценивать глубину сейсмоприемной косы, например, зная структуру подвешивания сейсмоприемной косы на поплавках. Однако для повышения точности предпочтительно непосредственно измерять глубину приемника. Согласно другому варианту осуществления дополнительная степень свободы, обусловленная измерением р и используется для вычисления расстояния от каждого датчика давления до поверхности моря. В случае спокойного моря это позволяет определить глубину и форму сейсмоприемной косы. Еще один вариант осуществления изобретения также относится к контролю точности сейсмоприемной косы, снабженной как датчиками давления жидкости, так и датчиками скорости частиц. Этот вариант осуществления предусматривает контроль точности датчиков скорости частиц с использованием уравнения (4), согласно которому ротор скорости должен быть в точности равен нулю. Это, в принципе,позволяет контролировать датчики скорости частиц, поскольку, если должно давать нуль, и, таким образом, величина характеризует качество измерения Однако, на практике до сих пор было трудно вычислять с точностью, достаточной для обеспечения надежного способа контроля датчиков скорости частиц. Измерения можно производить во многих точках вдоль сейсмоприемной косы, но только на одной глубине, и это затрудняет вычисление производных по глубине составляющих Согласно этому варианту осуществления, поправку Лакса-Вендрофа используют для повышения точности вычисления производных по глубине составляющих ности вычисления и, таким образом, для повышения точ Волновое уравнение (3) можно альтернативно составить относительно а не р, и использовать по правку Лакса-Вендрофа для выражения производных по глубине составляющих через производные по времени и производные по расстоянию вдоль сейсмоприемной косы. Это позволяет повысить точность вычисления производной по глубине составляющих это аналогично повышению точности вычисления zzр в предыдущих вариантах осуществления. Еще один вариант осуществления изобретения предназначен для работы с конфигурацией, в которой две сейсмоприемные косы подвешены одна над другой вблизи поверхности моря. В этой конфигурации давление измеряют на уровне каждой сейсмоприемной косы, и также известно, что давление на поверхности моря равно нулю. Таким образом, эта конфигурация приемников обеспечивает достаточно информации для вычисления вторых производных давления как в горизонтальном направлении, так и в вертикальном направлении на основании данных измерения давления. Из уравнения (5) можно непосредственно определить zр, поскольку все члены в правой части уравнения (5) можно вычислить непосредственно на основании данных измерения давления. Согласно этому варианту осуществления для вычисления zр не требуется использовать волновое уравнение (3), связывающее пространственные производные р с производной р по времени, и его можно использовать для обеспечения ограничения на глубину погружения сейсмоприемной косы или на расстояние между сейсмоприемными косами на этапе исключения волн-спутников, поскольку оно позволяет определить ограничения на глубину погружения сейсмоприемной косы или на расстояние между сейсмоприемными косами. Альтернативно, в данном варианте осуществления изобретения соотношение Лакса-Вендрофа можно использовать для повышения точности оценки производной по вертикали между сейсмоприемными косами. Это позволяет подвешивать сейсмоприемные косы на большем расстоянии друг от друга, в то же время надлежащим образом обрабатывая более высокие частоты в данных. В этом случае производную по глубине центрируют на глубине посередине между двумя сейсмоприемными косами, из-за чего разложение по Тейлору принимает вид: В уравнении (10) h - расстояние по вертикали между двумя сейсмоприемными косами. Опять же, используя уравнение (3) для выражения zzzp через производные по времени или в направлении х, можно получить неявную систему уравнений относительно zр. Вышеописанные варианты осуществления настоящего изобретения относятся к исключению волнспутников из сигнала, регистрируемого на приемнике. Изобретение, однако, можно использовать для исключения волн-спутников, возникающих вблизи источника. В принципе, для этого можно непосредст-6 005693 венно измерять давление жидкости в месте расположения источника, но, с практической точки зрения,удобнее использовать принцип взаимности. Принцип взаимности, будучи фундаментальным принципом распространения волн, утверждает, что при обмене местоположения и характера источников и приемников сигнал остается в неизменном виде. Например, если в системе сейсморазведки, где сейсмоисточник расположен в точке А и массив приемников расположен в точке В, на массиве приемников имеется определенный сигнал, то, расположив единичный приемник в точке А и массив источников в точке В, получают такой же сигнал, поскольку массив источников соответствует массиву приемников (в данном случае соответствие означает, что массив источников содержит столько же источников, сколько приемников содержится в массиве приемников, и что источники в массиве источников располагаются по отношению друг к другу так же, как приемники в массиве приемников). Согласно принципу взаимности исключить волны-спутники из сигнала, излученного массивом сейсмоисточников, можно, произведя измерения с помощью массива приемников, независимо от того,одновременно или последовательно активируются сейсмические источники. Зарегистрированный сигнал аналогичен сигналу, зарегистрированному в обращенной схеме размещения, полученной перестановкой источника и приемника. Поэтому изложенный выше способ можно также применять к массиву источников, на котором требуется устранить волны-спутники. При этом измеряют сигнал, который массив, состоящий из совокупности сейсмоисточников, создает на массиве приемников, и из этого измеренного сигнала выводят фильтр, позволяющий исключить волны-спутники. Согласно принципу взаимности этот фильтр можно использовать для устранения волн-спутников из сигнала, излученного массивом источников. Настоящее изобретение может давать хорошие результаты при исключении волн-спутников, возникающих вблизи источника, поскольку в типичной морской системе сейсморазведки источник(и) обычно находятся на стандартной глубине, например потому, что источник(и) подвешивают с судна на тросе известной длины. Настоящее изобретение, в частности, можно применять к полной трехмерной картине приема, полученной в процессе ВСП (вертикального сейсмического профилирования), в котором большое количество сейсмоисточников обычно размещают в относительно малой области. В этом случае можно эффективно применять полную трехмерную версию настоящего изобретения. Способ согласно настоящему изобретению можно также использовать для конструирования массивов сейсмоисточников, содержащих два(е) или более морских вибраторов, пневматических пушек или водяных пушек. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ,1. Способ исключения волн-спутников из сейсмических данных, содержащий этапы, на которых а) получают сейсмические данные с помощью сейсмоисточника и сейсмоприемника, находящихся в жидкой среде, путем измерения давления жидкости и скорости частиц, используя сейсмоприемник,b) определяют производную по времени от давления жидкости в точке, находящейся, по выбору,вблизи сейсмоисточника либо сейсмоприемника,c) определяют производную в первом направлении от давления жидкости в точке, находящейся, по выбору, вблизи сейсмоисточника либо сейсмоприемника,d) определяют производную во втором направлении от давления жидкости в точке, находящейся по выбору вблизи сейсмоисточника либо сейсмоприемника, на основании результатов, полученных на этапах (b) и (с), иe) обрабатывают сейсмические данные с использованием производной во втором направлении от давления жидкости для снижения содержания сейсмической энергии, отраженной и/или рассеянной на поверхности моря, в обрабатываемых сейсмических данных. 2. Способ по п.1, в котором производную давления жидкости во втором направлении определяют на основании производной по времени от давления жидкости и производной в первом направлении от давления жидкости с использованием уравнения где р давление жидкости,где K - модуль объемного сжатия и- плотность жидкости и- производная второго порядка по времени от р. 3. Способ по одному из пп.1 или 2, в котором на этапе (d) определяют производную первого порядка от давления во втором направлении. 4. Способ по одному из пп.1, 2 или 3, в котором первое направление является, по существу, горизонтальным направлением. 5. Способ по одному из предшествующих пунктов, в котором второе направление является, по существу, вертикальным направлением. 6. Способ по одному из предшествующих пунктов, в котором на этапе (е) определяют 7. Способ по п.3 или по одному из пп.4-6, когда они зависят от п.3, в котором на этапе (d) определяют производную второго порядка от давления во втором направлении на основании производной по времени от давления жидкости и производной в первом направлении от давления жидкости и используют производную второго порядка от давления во втором направлении для определения производной первого порядка от давления во втором направлении. 8. Способ по п.7, в котором производную второго порядка от давления во втором направлении определяют с использованием уравнения 9. Способ по п.3 или по одному из пп.4-6, когда они зависят от п.3, в котором на этапе (d) определяют производную первого порядка от давления во втором направлении с использованием уравнения 10. Способ по п.3 или по одному из пп.4-6, когда они зависят от п.3, в котором на этапе (d) определяют производную первого порядка от давления во втором направлении с использованием уравнения 11. Способ по п.1, в котором на этапе (а) получают сейсмические данные на двух разных глубинах под поверхностью жидкой среды. 12. Способ по п.11, в котором на этапе (а) измеряют давление жидкости на двух разных глубинах под поверхностью жидкой среды. 13. Способ по п.12, в котором производную первого порядка от давления во втором направлении определяют с использованием уравнения 14. Способ по п.13, в котором на этапе (d) определяют zzzp на основании производной по времени от давления жидкости и производной в направлении x от давления жидкости. 15. Способ по п.1, в котором на этапе (а) измеряют давление жидкости и скорость частиц. 16. Способ по п.15, который дополнительно содержит этапы, на которых вычисляют скорость частиц на основании измеренных значений давления и сравнивают результаты вычисления скорости частиц с измеренными значениями скорости частиц. 17. Способ по п.15, который дополнительно содержит этапы, на которых вычисляют давление на основании измеренных значений скорости частиц и сравнивают результаты вычисления давления с измеренными значениями давления. 18. Способ по п.15, который дополнительно содержит этап, на котором определяют глубину по выбору сейсмоприемника или сейсмоисточника на основании измеренных значений давления и скорости частиц. 19. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором сейсмические данные получают вблизи совокупности приемников и используют результаты обработки сейсмических данных для снижения содержания сейсмической энергии, отраженной и/или рассеянной на поверхности моря, в сигнале,излученном соответствующей совокупностью сейсмоисточников. 20. Способ калибровки сейсмоприемника, содержащий этапы, на которых а) измеряют скорость частиц с помощью сейсмоисточника и сейсмоприемника, находящихся в жидкой среде,b) определяют производную по времени от скорости частиц в точке, расположенной вблизи приемника,c) определяют производную в первом направлении от скорости частиц в точке, расположенной вблизи приемника,d) определяют производную во втором направлении от скорости частиц в точке, расположенной вблизи приемника, на основании результатов, полученных на этапах (b) и (с), иe) определяют показатели качества измерения скорости частиц с использованием производной во втором направлении от скорости частиц. 21. Способ по п.20, в котором на этапе (е) определяют ротор измеренной скорости частиц. 22. Способ калибровки сейсмоприемника для реализации способа по п.1, содержащий этапы, на которыхa) помещают сейсмоприемник в жидкую среду,b) измеряют давление жидкости и скорость частиц с помощью сейсмоприемника,c) вычисляют скорость частиц либо давление жидкости на основании измеренного остающегося значения соответственно давления жидкости либо скорости частиц и на основании глубины погружения приемника иd) сравнивают вычисленное значение скорости частиц либо давления жидкости с измеренным значением соответственно скорости частиц либо давления жидкости. 23. Способ по п.22, в котором дополнительно измеряют глубину погружения приемника и используют измеренную глубину погружения приемника на этапе (с). 24. Способ определения глубины погружения сейсмоприемника для реализации способа по п.1, содержащий этапы, на которыхa) помещают сейсмоприемник в жидкую среду,b) измеряют давление жидкости и скорость частиц с помощью сейсмоприемника иc) определяют расстояние между поверхностью жидкости и сейсмоприемником на основании конфигурации сейсмоприемника, использующего дополнительную степень свободы, полученную в результате измеренных значений скорости частиц и давления жидкости.