Способ и система (варианты) для оценки толщи горных пород

009638 Предпосылки создания изобретения Настоящее изобретение относится к способу геофизической разведки, повышающему точность сейсмической миграции. В частности, в изобретении используются измерения по непродольному методу или методу центрального луча с целью точной миграции отражающих поверхностей, которые присутствуют в данных трехмерной наземной сейсмической разведки, данных вертикального сейсмического профилирования и данных сейсмического межскважинного просвечивания. Область техники, к которой относится изобретение При ведении наземной сейсмической разведки энергия, которую направляет под землю источник сейсмических сигналов, отражается от подземных геофизических объектов и регистрируется множеством приемников. Данный процесс многократно повторяют, располагая источник и приемники на одной линии (двухмерная сейсмическая разведка) или так, чтобы они покрывали определенную площадь (трехмерная сейсмическая разведка). Для получения изображения отражающей границы полученные данные обрабатывают методом, известным как миграция. При обычной сейсмической разведке методом отраженных волн для обнаружения отражений от резких изменений акустического сопротивления горных пород используют наземные источники и приемники сейсмических сигналов. Пространственная точность, разрешение и когерентность получаемого изображения часто страдают по причине большой протяженности и сложности путей распространения волн между источником, отражающей границей и приемником. В частности, вследствие двустороннего прохождения сейсмических сигналов через приповерхностный выветренный слой с высокой поглощающей способностью и малой, меняющейся по простиранию скоростью, получаемые изображения геологической среды могут иметь низкое качество. Для решения данной задачи разработан метод, известный как вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) и позволяющий получать изображение геологической среды вблизи ствола скважины. При ВСП используют наземный источник сейсмических сигналов, а прием сигналов осуществляет одним скважинным приемником или группой таких приемников. Операции по возбуждению и приему сигналов повторяют при расположении приемника (или группы приемников) на различных глубинах. При непродольном ВСП последовательно приводят в действие несколько расположенных на расстоянии друг от друга источников, за счет чего получают изображения в большем диапазоне расстояний, чем при использовании одного источника. Регистрацию данных методом ВСП осуществляют, спуская приемники в скважину на кабеле после частичного или полного завершения бурения. Преимущество метода ВСП заключается в значительно более высоком качестве данных, чем при наземной регистрации данных. Регистрацию методом ВСП также осуществляют, спуская в скважину несколько приемников, входящих в состав компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Данный способ известен как ВСП в процессе бурения. В патенте US 4627036, выданном на имя Wyatt и др., содержание которого полностью включено в данное описание путем ссылки, приведен первый пример осуществления метода ВСП. На фиг. 1 показана стандартная схема проведения ВСП для наземной регистрации сейсмических данных. На чертеже изображен источник типа "Вибросейс" 11, генерирующий сейсмическую энергию, направляемую под землю. Следует отметить, что при желании может использоваться любой другой подходящий источник сейсмических сигналов, такой как взрывчатые вещества. В условиях морской съемки источником может служить пневмопушка или вибратор для морских работ. На рассматриваемой схеме изображен приемник 12, расположенный в стволе скважины 14 на заданной глубине. Для данного расположения приемника 12 энергия отражается от подземного слоя 15 в точке 16. Выходной сигнал приемника 12 регистрирует самоходная регистрирующая станция 17. В процессе ВСП при каждой записи сейсмотрассы приемник 12 обычно перемещают в новое положение, при этом расстояние между положениями приемника является постоянным и составляет, например, 50 футов. При желании может использоваться множество приемников, расположенных на требуемом расстоянии друг от друга, или множество источников, расположенных на определенном расстоянии друг от друга. На фиг. 2 показано, как выглядят данные, получаемые методом ВСП. В патенте Wyatt описано применение метода обработки, называемого методом ВСП-ОГТ, при помощи которого данные ВСП, такие как данные, показанные на фиг. 2, можно просуммировать с получением изображения геологической среды на расстоянии от скважины. Процесс миграции данных наземной сейсмической разведки используют для получения изображений геологической среды более высокого качества, чем изображения, получаемые методами общей глубинной точки (ОГТ) или суммирования трасс. Задача процесса миграции состоит в том, чтобы поместить сейсмические отражения в соответствующие им пространственные положения, тогда как при наземной сейсморазведке методом ОГТ, напротив, исходят из того, что отражения берут начало в точке отражения,расположенной на полпути между источником и приемником. Широко применяемым методом миграции является миграция по методу или алгоритму Кирхгофа (далее по тексту - миграция Кирхгофа), в которой задают модель скоростей геологической среды. Вычисляют времена пробега волн от источника до точки дифракции и от точки дифракции до приемника. Чтобы получить фактическое изображение отражающего горизонта (отражающей поверхности),комбинируют данные от нескольких пар "источник-приемник" с получением множества точек изображе-1 009638 ния. Если модель скоростей достаточно точна, в истинной точке изображения происходит усиливающая интерференция сигналов (с резонансным эффектом). Данная концепция была изначально разработана для данных наземной сейсмической разведки. В 1984 г. Wiggins распространил использование миграции на случаи, когда поверхность наблюдений не ограничена ровной горизонтальной плоскостью. Применение миграции Кирхгофа для данных ВСП описано в патенте Dillon. В патенте Dillon описана только двухмерная (2D) миграция. Позднее Bicquart применил глубинную миграцию Кирхгофа данных ВСП для получения трехмерных (3D) данных ВСП. Как указано у Bicquart,миграция Кирхгофа и другие методы широкоугольной миграции чувствительны к погрешности в определении скорости. Поскольку точные данные скорости сложно получить при ведении сейсмической разведки методом отражения от поверхности, это ограничивает эффективность миграции Кирхгофа в структурах с крутопадающими границами. В отличие от наземной регистрации данных сейсмической разведки, ВСП позволяет получать достаточно точные данные скорости по результатам исследования скважины. При наличии точных данных зависимости скорости от глубины глубинная миграция Кирхгофа позволяет получать глубинное трехмерное изображение вблизи скважины более высокого качества. Однако при двухмерном непродольном ВСП и трехмерном непродольном ВСП источник и приемник несимметричны по отношению к изображающим точкам геологической среды. При данной асимметрии для вычисления весовых коэффициентов требуются значительные затраты. Одновременно с совершенствованием обработки данных сейсмической разведки, в частности, методом миграции продолжались разработки достаточно фундаментального характера, связанные с видом получаемых данных. За последние годы многокомпонентные сейсморазведочные данные (или данные многоволновой сейсморазведки) стали занимать все большее место в общем объеме получаемых сейсморазведочных данных. Причиной этого стало осознание того факта, что обычные однокомпонентные сейсморазведочные данные отражают, главным образом, энергию продольных волн, которые в геологической среде распространяются в вертикальном направлении. Обычные данные чаще всего регистрируют при помощи источника продольных сейсмических волн и морских сейсмоприемников при проведении исследований на море или источника вертикальных волн и вертикального сейсмоприемника при проведении исследований на суше. Дополнительную информацию о литологии и характере насыщенности геологической среды получают на основе данных о распространении в геологической среде поперечных сейсмических волн. Вступление поперечных сейсмических волн проще всего фиксировать при помощи приемников, ориентированных в направлении, отличающемся от вертикального. Дополнительное преимущество многокомпонентной регистрации заключается в том, что даже применительно к энергии продольных сейсмических волн знание трех компонент принятого сигнала позволяет определить направление,по которому энергия поступила в приемник, и количество энергии, поступившее в таком направлении.Hokstad создал уравнения, описывающие многокомпонентную миграцию Кирхгофа до суммирования. Уравнения построения изображения выведены на основе теории вязкоупругих волн. Математическая структура уравнения построения многокомпонентного изображения, созданного Hokstad, позволяет вычислять отдельные изображения для всех сочетаний локальных типов падающих и рассеянных сейсмических волн (qP-qP, qP-qS1, qS1-qS1 и т.д.). Недостаток идей изобретения по патенту Hokstad заключается в том, что они не позволяют решить реально существующую в мире задачу получения трехмерных сейсмических изображений. Несмотря на то, что результаты, полученные Hokstad, вполне изящны, примеры применения ограничены двухмерными данными и не содержат практических рекомендаций по регистрации трехмерных многокомпонентных данных. Задача миграции трехмерных многокомпонентных данных решена в настоящем изобретении. Краткое изложение сущности изобретения В настоящем изобретении предлагается способ построения изображений толщи горных пород. При его осуществлении по меньшей мере в одном пункте возбуждения приводят в действие источник сейсмических сигналов и генерируют распространяющиеся внутрь толщи сейсмические волны. В одном или нескольких пунктах приема получают трехкомпонентные (3C) сейсмические данные. Полученные сейсмические данные содержат информацию о трехмерном строении геологической среды. Затем в отношении трехкомпонентных данных проводят трехмерную миграцию Кирхгофа. При проведении миграции Кирхгофа используют времена пробега волн от каждого пункта возбуждения до множества точек изображения в исследуемой толще и от каждой из нескольких точек изображения до по меньшей мере одного пункта приема. Источники и приемники могут находиться на поверхности или в скважине. Как правило, три компоненты, по существу, ортогональны друг другу. В случае применения приемников, спускаемых на кабеле, приемники для получения трех компонент могут быть закреплены шарнирно. При использовании в условиях скважинных исследований в процессе бурения приемники могут быть установлены на невращающемся корпусе (втулке), прижатом к стенке ствола скважины. Приемники могут представлять собой геофоны или акселерометры. Методика миграции трехмерных данных включает операции моделирования (решения прямой задачи) и построения изображений. Моделирование заключается в вычислении времен пробега сейсмических волн и направлений распространения волн (лучей) относительно сетки координат каждого изображения в трехмерном пространстве в рамках предложенной модели скоростей. Время и направление рас-2 009638 пространения лучей вычисляют для каждого пункта возбуждения и приема. Вычисляют время пробега продольных или поперечных сейсмических волн. При построении изображений зарегистрированную энергию отраженных сейсмических волн суммируют с местами их отражения, используя весовой коэффициент. Весовой коэффициент зависит от геометрии луча, времен пробега волны, апертуры пары "источник-приемник", фазы импульса и других факторов. Время пробега используют для определения положения амплитуды (отраженной энергии) на записанных сейсмотрассах. Амплитуда выходного сигнала миграционного изображения соответствует цене деления шкалы, отображающей геофизическую отражательную способность. Построение изображений может осуществлять процессор, расположенный на месте исследования. В качестве альтернативы обработку осуществляют в ином месте и в иное время, чем сбор данных. Данные, полученные с места расположения скважины, передают в такое место при помощи любых подходящих средств, включая линию спутниковой связи или через Интернет. Команды, позволяющие процессору получать доступ к многокомпонентным сейсмическим данным и осуществлять миграцию трехкомпонентных трехмерных данных, хранятся в машиночитаемом запоминающем устройстве. Данные команды позволяют процессору получать доступ к данным и обрабатывать данные. Краткое описание чертежей Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения к нему приложены следующие чертежи с одинаковыми цифровыми обозначениями одинаковых элементов, на которых показано на фиг. 1 (уровень техники) - стандартная геометрия системы наблюдений для регистрации сейсмических данных ВСП,на фиг. 2 (уровень техники) - реальные сейсмические данные ВСП,на фиг. 3 а и 3 б - блок-схема, отображающая операции, осуществляемые в одном из вариантов осуществления настоящего изобретения,на фиг. 4 а - стандартные трехкомпонентные сейсмические данные, содержащие компоненты х, у, z,на фиг. 4 б - данные, проиллюстрированные на фиг. 4 а, в трехмерном представлении,на фиг. 5 - недостаток способа, проиллюстрированного на фиг. 3 а и 3 б,на фиг. 6 а и 6 б - блок-схема, отображающая операции, осуществляемые во втором варианте осуществления настоящего изобретения,на фиг. 7 а - синтетическая модель исследований с одним источником и одним приемником,на фиг. 7 б - синтетическая сейсмотрасса трехкомпонентных данных модели, показанной на фиг. 7 а,на фиг. 8 а-8 в - трехмерные представления мигрированного изображения на основе показанных на фиг. 7 б данных, полученные методом обычной трехмерной миграции,на фиг. 9 а-9 в - трехмерные представления мигрированного изображения на основе показанных на фиг. 7 б данных, полученные методом векторной трехмерной миграции,на фиг. 10a-10 в - сравнение результатов двухмерной миграции, обычной трехмерной миграции и полновекторной трехкомпонентной трехмерной миграции данных полевых наблюдений и на фиг. 11 - пример шарнирно закрепленного трехкомпонентного приемника. Подробное описание изобретения В настоящем изобретении применяется усовершенствованный вариант известной из уровня техники системы, показанной на фиг. 1. Приемник 12 представляет собой несколько приемников, расположенных на определенном расстоянии друг от друга. Как правило, используют от 5 до 80 приемников. Каждый приемник представляет собой трехкомпонентный приемник. В одном из вариантов осуществления изобретения три компоненты обозначены как компоненты H1, Н 2 и Z, при этом компонента Z является вертикальной осью, а компоненты H1 и Н 2 - осями, ортогональными оси Z и друг другу. Приемники могут быть закреплены шарнирно. Это облегчает применение приемников в искривленном стволе скважины. В данной системе механическая конструкция горизонтальных приемников обычно отличается от механической конструкции вертикального приемника, поскольку в последнем случае в направлении перемещения приемников действует сила тяжести. Могут использоваться геофоны или акселерометры. В альтернативном варианте осуществления изобретения все три приемника имеют преимущественно одинаковую чувствительность и ориентированы в направлении вершин тетраэдра. Ориентацию приемников определяют любыми способами, известными из уровня техники. Основную часть обработки занимает применение векторной трехкомпонентной трехмерной (3C-3D) миграции Кирхгофа до суммирования (по исходным сейсмограммам). Рассмотрим ее перед рассмотрением реализации самой миграции. Трехмерная миграция Кирхгофа до суммирования, в целом, выражается следующим уравнением: В данном случае М(х) - это точка мигрированного изображения, которая находится в положении х трехмерной системы координат. W(xs, xr, х) - весовой коэффициент или характеристика амплитудной коррекции, зависящая от геометрии исследований, скоростей в направлении сейсмического луча и апер-3 009638 туры геофона. xs и хr - это положения источника и приема в трехмерной системе координат. W(xs, xr, х) не зависит от зарегистрированного отраженного волнового поля Psr(ts(xs, x)+tr(x, xr, где ts(xs, x) и tr(x, xr) означают времена пробега от источника до точки изображения и от точки изображения до приемника. Зарегистрированное волновое поле Psr представляет собой результат наложения рассеянной энергии, отвечающий условию, согласно которому время пробега t=ts(xs, x)+tr(x, xr) является постоянным для пары"источник-приемник". В процессе миграции зарегистрированную отраженную энергию в момент t перераспределяют на эллипсоидной (в режиме фона с постоянной скоростью для простоты) поверхности, где может существовать отражающая поверхность. Мигрированное изображение в каждом положении х является результатом наложения взвешенных количеств энергии WPsr всех эллипсоидных поверхностей в положении х каждого источника xs на каждый приемник xr. B процессе обычной трехмерной миграции Кирхгофа до суммирования энергию в момент t отображают неориентированно, что означает, что оператор миграции равномерно распределяет одинаковую амплитуду по всем точкам эллипсоида. Как указано выше, при обычной миграции Кирхгофа не учитывают направление, с которого пришла отраженная энергия. Это свойство приводит к получению ложных зеркальных отражений изображения. Этот недостаток векторной трехкомпонентной трехмерной миграции Кирхгофа преодолевают при помощи векторного члена. Зарегистрированное волновое поле Psr, которое используют при миграции, представляет собой скалярные однокомпонентные данные или повернуто в постоянном направлении трехкомпонентных данных. Полное отраженное волновое поле не используют. Векторная трехкомпонентная трехмерная миграция Кирхгофа до суммирования основана на обычном алгоритме интегрирования по Кирхгофу, который выражен уравнением (1). Принципиальное различие заключается в операторе миграции. При векторной трехмерной миграции отраженное волновое поле в каждой временной выборке t рассматривают как вектор трехмерного волнового поля, а не как скалярную величину при обычной трехмерной миграции Кирхгофа. В уравнение вводят вектор входящего луча(нормаль волнового фронта). Он представляет собой единичный вектор, который отображает направление луча, поступающего в приемник из точки отраженного изображения. При конструировании изображения в положении х с использованием волнового поля Psr(ts(xs, x)+tr(x, xr используют только данные волнового поля, берущего начало в положении х. Для получения данных об ориентации используют данные динамической поляризации трехкомпонентных входных данных. Если предположить, что вектор а единичный вектор луча в положении xr равен отраженного волнового поля в момент t равенA(xs, xr, х) является новым оператором миграции. Весовой коэффициент W(xs, xr, x) остается без изменений. На фиг. 3 а и 3 б проиллюстрирована обработка данных согласно первому варианту осуществления с использованием уравнения (1). Трехкомпонентные сейсмические данные ориентируют в заданном направлении, в результате чего получают однокомпонентные данные, или вводят в процесс миграции любые однокомпонентные данные (чаще всего вертикальную компоненту). На шаге 101 на основе модели скоростей геологической среды (оцениваемой толщи горных пород) создают таблицы времен пробега в трехмерном пространстве для каждого пункта возбуждения и пункта приема. Применительно к способу, описанному со ссылкой на фиг. 3 а-3 б, сейсмические данные предварительно поворачивают, ориентируя их в направлении, которое, в целом, соответствует направлению 100 от приемника к источнику. Далее этот способ можно назвать обычным способом. На шаге 103 создают таблицы времен пробега для каждого пункта приема. Для каждого положения х изображения в трехмерном пространстве осуществляют интегрирование амплитуды и весового коэффициента применительно ко всем парам "источник-приемник". Амплитуда представляет собой значение сейсмотрассы каждой пары "источник-приемник" при суммарном времени пробега t=ts(xs, x)+tr(x, xr). Весовой коэффициент включает поправку на фазу, поправку на конфигурацию сейсмотрассы луча, поправку на апертуру пары"источник-приемник" и другие зависящие от потерь энергии показатели. Мигрированное изображение в каждой точке сетки представляет собой результат суммирования упомянутых операций интегрирования 113 после того, как на шагах 109, 111 определены все вклады сейсмотрасс. Описанный выше способ обработки трехкомпонентных трехмерных данных имеет ряд недостатков,которые раскрыты далее. Во-первых, трехмерные данные разведки методом отраженных волн включают энергию, поступившую по всем направлениям, и представляют собой векторы в каждый момент получения выборки в каждом пункте приема в трехмерном пространстве, как это показано на фиг. 4 а-4 б. Ис-4 009638 пользование однокомпонентных данных или поворот данных, ориентированных в заданном направлении, исключает эту энергию из всех остальных направлений процесса миграции. В результате этого получают неполное миграционное изображение. Во-вторых, при алгебраическом суммировании результатов миграции отдельных компонент или использовании алгебраически суммированных данных индивидуальных компонент получают неверные результаты миграции. В-третьих, принятая отраженная энергия является направленной и должна направленно распределяться в направлении ее отражения. В результате равномерного распределения отраженной энергии по всем углам азимута получаются ложные зеркальные изображения. На фиг. 5 иллюстрируется проблема ложных зеркальных изображений применительно к способу обработки, показанному на фиг. 3 а-3 б. На фиг. 5 показан вид сверху геометрии системы регистрации трехкомпонентных, трехмерных данных ВСП. Источник обозначен позицией 250, а трехкомпонентные приемники схематически обозначены позициями 221, 223 и 225. Позицией 231 обозначен путь прохождения луча сейсмической энергии, который распространяется от источника 250, отражается от истинной структуры, обозначенной позицией 201, и поступает в приемники 221, 223 и 225. Если, пользуясь описанным выше способом, предположить, что используются данные сейсмической разведки, полученные на приемнике 221 методом отраженных волн, отраженная энергия равномерно распределена по точкам 201 и 203. Точка 203 соответствует ложной отражающей поверхности. Это объясняется тем, что время пробега от точки 250 до точки 201 и от точки 201 до точки 221 равно времени пробега от точки 250 до точки 203 и от точки 203 до точки 221. В случае применения первого обычного способа миграции распределение энергии является ненаправленным. Аналогичные результаты получают в случае использования любых повернутых или неповернутых однокомпонентных данных. Для решения описанной выше задачи во втором варианте осуществления изобретения осуществляют миграцию трехкомпонентных данных в векторной форме и динамически поворачивают трехкомпонентные данные. Это показано на фиг. 6 а-6 б. Как и в первом варианте осуществления изобретения, получают данные, полученные методом общего пункта возбуждения (ОПВ), и на шаге 301 получают соответствующие значения времен пробега ts(xs, x) для данного источника путем моделирования (решения прямой задачи) на основе модели скоростей (или путем извлечения из памяти). Времена пробега определяют для каждой выходной точки с координатой x в трехмерном пространстве. Затем на шаге 303 получают значения времен пробега tr(x, xr) от выбранного пункта приема до координатной сетки заданных выходных точек изображения х в трехмерном пространстве. Общее время пробега от источника до приемника для положения каждой изображающей точки х на координатной сетке равно t=ts(xs, x)+tr(x, xr). Ha шаге 307 определяют трехкомпонентные амплитуды для этих сейсмотрасс в момент времени t. Трехкомпонентные данные поворачивают в направлении 309 распространения луча от изображения к приемнику. Безусловно, следует помнить, что направление распространения луча обычно соответствует направлению максимальной амплитуды продольной сейсмической волны, тогда как в случае поперечных сейсмических волн луч обычно распространяется в направлении, ортогональном направлению максимальной амплитуды. В сейсмотрассу вносят амплитудные и фазовые поправки и на шаге 311 прибавляют полученный результат к координатной сетке изображения. Миграция Кирхгофа предполагает, хотя это и не показано на фиг. 6 а, что обработку осуществляют для множества точек изображения координатной сетки изображения. Далее проверяют, имеются ли другие сейсмотрассы. Если они существуют, процесс возвращается к шагу 303. Если для конкретного пункта возбуждения не обнаружено других сейсмотрасс, на шаге 315 осуществляют проверку на наличие других пунктов возбуждения (источников). Если других пунктов возбуждения не обнаружено, на шаге 317 осуществляют вывод изображения. Затем осуществляют обработку дополнительных мод, используя практически ту же самую методологию. Описанный выше метод может быть реализован с учетом анизотропии полей скоростей для продольных и поперечных сейсмических волн. Тогда время пробега вычисляют, используя анизотропное распределение скоростей. Более подробно вопрос направления распространения лучей и движения частиц рассмотрен, например, в классической работе Postma. B одном из вариантов осуществления настоящего изобретения предложен способ трехкомпонентного построения трехмерных изображений поперечно-изотропных сред. Несколько более сложная ситуация возникает, когда на среду с поперечной изотропией накладывается азимутальная анизотропия (вследствие напряжения или образования трещин). Тензор упругости для такой среды имеет ромбическую симметрию. Деформации пород наиболее распространенных типов имеют более сложные тензоры упругости. Несмотря на то, что существует теоретическая возможность сейсмотрассировки лучей через такие среды (см., например, Crampin), представление тензора упругости в виде уравнения является проблематичным. Предлагаемый в настоящем изобретении способ рассмотрен на примере данных, зарегистрированных в ходе исследований методом ВСП. Теоретически способ также применим в случае регистрации данных наземной разведки. Чтобы проиллюстрировать преимущества векторной трехмерной (V3D) миграции по сравнению с обычной однокомпонентной трехмерной миграцией Кирхгофа до суммирования, рассмотрим импульс-5 009638 ную характеристику зарегистрированного импульса. Для упрощения в модели с постоянной фоновой скоростью, показанной на фиг. 7 а, используют одну пару "источник-приемник". Записанные данные состоят из двух трехкомпонентных импульсов, один из которых прошел через 1 с, а другой - через 2 с. Чтобы четко проиллюстрировать эффект направленности миграции, на фиг. 7 б показано, что выборочные амплитуды зарегистрированных импульсов имеют только направление х с интервалом в 1 с и только направление у с интервалом в 2 с. Это соответствует отражающим поверхностям в направлении х и направлении у, соответственно. В результате обычной миграции предварительно повернутых трехкомпонентных или однокомпонентных данных таких сейсмотрасс получают одну или две эллипсоидные поверхности в зависимости от того, как повернуты данные до миграции. В любом случае, амплитуда каждой эллипсоидной поверхности будет являться постоянной. Очевидно, что это объясняется ненаправленным распределением данных при обычной трехмерной миграции. Энергия равномерно распределяется по всем точкам эллипсоидной поверхности, которые отвечают условию времен пробега для данной выборки. На фиг. 8 а, 8 б и 8 в показаны мигрированные изображения трехмерных отображений поперечного сечения в направления х и у с использованием данных, предварительно повернутых в направлении максимальной энергии. Амплитуды сигналов изображения являются одинаковыми в плоскостях х и у. Амплитуды симметрично поляризованы относительно пункта приема, что означает, что отображение энергии является ненаправленным. Пункты возбуждения и приема обозначены позициями 501 и 503. При векторной трехмерной миграции с использованием полных трехкомпонентных данных получают иное мигрированное изображение. В случае импульса с интервалом в 1 с амплитуда сигнала мигрированного изображения достигает максимума в направлении х и равна нулю в направлении у. В случае импульса с интервалом в 2 с амплитуда достигает максимума в направлении у и равна нулю в направлении х, как это показано на фиг. 9 а-9 в. В результате векторной трехмерной миграции получают изображение с обратной полярностью, противоположной направлению от позитивного изображения к местоположению пункта приема. Оно является верным, поскольку такое отражение отражающей поверхности с положительной отражательной способностью в одном направлении приема идентично отражению отражающей поверхности с отрицательной отражательной способностью в направлении, противоположном направлению приема. При обычной трехмерной миграции получают изображения с одинаковой полярностью по всему эллипсу. На фиг. 10a-10 в проиллюстрированы результаты примера полевого исследования. На фиг. 10 а показана двухмерная миграция в плоскости "источник-приемник" обычных двухмерных данных, зарегистрированных вблизи соляного купола. Двухмерное мигрированное изображение представляет собой просто двухмерную проекцию трехмерных отражений на профиль "источник-приемник". Показанное на фиг. 10 б изображение получено в результате трехкомпонентной трехмерной миграции данных ВСП по методу Кирхгофа с использованием данных, предварительно повернутых в направлении максимальной энергии(первый описанный выше способ). Результаты миграции трехмерного изображения соляного купола не дают верной картины отражения соляного купола за линией наблюдений; изображение соляного купола расположено симметрично относительно линии "источник-приемник". Это объясняется тем, что при ненаправленном отображении данных сейсмической разведки методом отраженных волн в процессе обычной трехмерной миграции данные отображают не только в их исходных положениях. Отображение энергии отраженных волн происходит симметрично. Миграция трехкомпонентных данных путем векторной трехкомпонентной трехмерной ВСП-миграции показывает наличие изменчивости соляного тела по простиранию перпендикулярно линии "источник-приемник" (фиг. 10 в), что согласуется с существующей геологической интерпретацией. Предлагаемый в настоящем изобретении способ рассмотрен в отношении исследований методом ВСП, проводимых с помощью приемного оборудования, спускаемого на кабеле. Однако возможности осуществления предлагаемого в изобретении этим вариантом не ограничиваются. Предлагаемый в изобретении способ также осуществим с использованием трехкомпонентных приемников, перемещаемых в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК), и обработки данных наземной сейсмической разведки. В описании упомянуты шарнирно закрепленные приемники. Пример шарнирно закрепленного приемника проиллюстрирован на фиг. 9, где показаны датчики 701, 703, 705, шарнирно закрепленные в наклонном корпусе 707. Датчик 701 способен сохранять вертикальную ориентацию даже при наклонном положении корпуса. Такое пространственное расположение необходимо для получения трех компонент сейсмического поля в неподвижной системе координат. Ориентацию корпуса в стволе скважины определяют с помощью соответствующих датчиков ориентации, таких как магнитометры. Компанией "Бейкер Хьюз Инкорпорейтед" разработан многоуровневый приемник, который может иметь от 1 до 13 уровней. Это значительно ускоряет регистрацию данных. Скважинные приемники могут использоваться в сочетании с другими каротажными устройствами, спускаемыми на кабеле или трубах,что сокращает объем спускоподъемных операций и экономит время бурения. В крутых наклонных скважинах скважинные приемники спускают на бурильной трубе или гибких трубах, а также используют в сочетании с разнообразными операциями каротажа в необсаженной скважине, что значительно сокращает время бурения. Описанная выше методика трехкомпонентной трехмерной векторной миграции может быть реали-6 009638 зована в универсальном цифровом компьютере. Как известно специалистам, машинные команды хранятся в машиночитаемом запоминающем устройстве (носителе данных), таком как постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое ПЗУ, электрически программируемое ПЗУ, флэшпамять и оптические диски. Они могут входить в состав компьютера или быть соединены с компьютером соответствующими каналами связи и даже могут находиться на удалении. Аналогичным образом, многокомпонентные сейсмические данные описанного выше типа могут храниться в компьютере или поступать в компьютер по соответствующим каналам связи. Каналы связи могут представлять собой каналы связи через Интернет,позволяющие пользователю осуществлять доступ к данным из одного удаленного пункта и получать команды обработки данных из другого удаленного пункта. Команды, хранящиеся в машиночитаемом запоминающем устройстве, позволяют компьютеру осуществлять доступ к многокомпонентным данным и обрабатывать данные согласно описанному выше способу. Хотя выше рассмотрены предпочтительные варианты осуществления изобретения, в него могут быть внесены очевидные для специалистов изменения. Предполагается, что любые такие изменения подпадают под патентные притязания, изложенные в прилагаемой формуле изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ оценки толщи горных пород, заключающийся в том, что:(а) по меньшей мере в одном пункте возбуждения приводят в действие источник сейсмических сигналов и генерируют сейсмические волны, распространяющиеся внутрь оцениваемой толщи,(б) по меньшей мере в одном пункте приема получают три компоненты сейсмических данных,(в) проводят векторную обработку трех компонент сейсмических данных, используя времена пробега волн по меньшей мере от одного пункта возбуждения до множества точек изображения, находящихся в оцениваемой толще, и времена пробега волн от этого множества точек изображения до по меньшей мере одного пункта приема, причем эта векторная обработка включает математический поворот трех компонент в направлении от каждой из множества точек изображения к по меньшей мере одному пункту приема. 2. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один пункт приема находится на поверхности или внутри скважины. 3. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один пункт возбуждения находится на поверхности и/или внутри скважины. 4. Способ по п.1, в котором три компоненты сейсмических данных, по существу, ортогональны друг другу. 5. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна из множества точек изображения является частью отражающей границы. 6. Способ по п.1, в котором для получения времен пробега используют модель скоростей. 7. Способ по п.1, в котором при обработке трех компонент полученных сейсмических данных эти компоненты поворачивают в заданном направлении. 8. Способ по п.1, в котором при обработке трех компонент полученных сейсмических данных векторную сумму этих трех компонент поворачивают в заданном направлении. 9. Способ по п.1, в котором множество точек изображения расположено на координатной сетке изображения. 10. Способ по п.1, в котором при обработке сейсмических данных вводят амплитудную и/или фазовую поправку. 11. Способ по п.10, в котором при обработке сейсмических данных вклад полученных сейсмических данных после ввода поправки прибавляют к выходной координате по меньшей мере одной из множества точек изображения. 12. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один пункт возбуждения включает несколько дополнительных пунктов возбуждения, для которых повторяют стадии (а)-(в). 13. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один пункт приема включает несколько дополнительных пунктов приема, для которых повторяют стадии (а)-(в). 14. Способ по п.11, в котором по меньшей мере один пункт возбуждения включает несколько дополнительных пунктов возбуждения, для которых повторяют стадии (а)-(в). 15. Способ по п.1, в котором по меньшей мере один пункт приема включает несколько дополнительных пунктов приема, для которых повторяют стадии (а)-(в). 16. Способ по п.11, в котором по меньшей мере один пункт возбуждения включает несколько дополнительных пунктов возбуждения, для которых повторяют стадии (а)-(в). 17. Способ по п.11, в котором по меньшей мере один пункт приема включает в себя несколько дополнительных пунктов приема, для которых повторяют стадии (а)-(в). 18. Система для оценки толщи горных пород, включающая:(а) источник сейсмических сигналов, расположенный по меньшей мере в одной точке возбуждения-7 009638 и генерирующий распространяющиеся внутрь толщи сейсмические волны,(б) по меньшей мере один датчик, принимающий три компоненты сейсмических данных по меньшей мере в одном пункте приема,(в) процессор, выполненный с возможностью проведения векторной обработки трех компонент полученных сейсмических данных с использованием времени пробега волн по меньшей мере от одного пункта возбуждения до множества точек изображения, находящихся в оцениваемой толще, и времени пробега волн от этого множества точек изображения до по меньшей мере одного пункта приема, причем эта векторная обработка включает математический поворот трех компонент в направлении от каждой из множества точек изображения к по меньшей мере одному пункту приема. 19. Система по п.18, в которой имеется несколько датчиков, установленных на скважинном приборе на расстоянии друг от друга. 20. Система по п.18, в которой имеется три датчика, шарнирно закрепленных на скважинном приборе. 21. Система по п.18, в которой процессор выполнен с возможностью получения времен пробега с использованием модели скоростей и/или справочной таблицы. 22. Система по п.18, в которой процессор выполнен с возможностью поворота трех компонент полученных сейсмических данных в заданном направлении. 23. Система по п.18, в которой процессор выполнен с возможностью поворота векторной суммы трех компонент сейсмических данных в заданном направлении. 24. Система по п.18, в которой процессор выполнен с возможностью ввода по меньшей мере в три компоненты полученных сейсмических данных амплитудной и/или фазовой поправки. 25. Система по п.24, в которой процессор выполнен с возможностью прибавления вклада полученных сейсмических данных к выходной координате по меньшей мере одной из множества точек изображения. 26. Система по п.18, в которой для получения трех компонент сейсмических данных используются три датчика, установленных на невращающемся корпусе компоновки низа бурильной колонны, используемой для бурения скважины. 27. Система для оценки толщи горных пород, включающая:(а) компьютер, позволяющий выполнять векторную трехмерную миграцию многокомпонентных сейсмических данных, полученных по меньшей мере в одном пункте приема в результате взаимодействия сейсмических волн, возбужденных источником по меньшей мере в одной точке возбуждения, с оцениваемой толщей, причем эта векторная трехмерная миграция включает математический поворот трех компонент сейсмических данных в направлении от каждой из множества точек изображения к по меньшей мере одному пункту приема,(б) машиночитаемое запоминающее устройство с записанными в нем командами, позволяющими компьютеру выполнять векторную трехмерную миграцию. 28. Система по п.27, в которой многокомпонентные сейсмические данные частично получают с участка оцениваемой толщи, лежащего вне сагиттальной плоскости, определяемой по меньшей мере одним источником и по меньшей мере одним приемником. 29. Система по п.27, в которой записанные в запоминающем устройстве команды позволяют поворачивать векторную сумму многокомпонентных сейсмических данных в заданном направлении. 30. Система по п.29, в которой заданное направление определяется линией, соединяющей по меньшей мере одну точку изображения по меньшей мере с одним пунктом приема. 31. Система по п.29, в которой заданное направление определяется линией, соединяющей по меньшей мере одну точку изображения по меньшей мере с одним пунктом возбуждения. 32. Система по п.27, в которой машиночитаемое запоминающее устройство выбрано из группы,включающей постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое ПЗУ, электрически программируемое ПЗУ, флэш-память и оптический диск. 33. Система по п.27, в которой местоположение машиночитаемого запоминающего устройства отличается от местоположения компьютера. 34. Система по п.27, в которой местоположение компьютера отличается от места хранения многокомпонентных данных.