Усовершенствованный способ сейсмической разведки

1 Область техники Настоящее изобретение относится к способам сейсмической разведки, а более точно - к усовершенствованному способу сейсмической разведки с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников. Предшествующий уровень техники В течение многих лет сейсмические вибраторы используют на суше для сбора сейсмических данных, а многие компании постоянно пытаются использовать подобные источники в морских условиях. Хорошо известны преимущества от использования указанных сейсмических источников для геофизики и окружающей среды. Когда сейсмические данные собирают, используя несколько вибрационных сейсмических источников, то из вибраторов обычно формируют перемещаемую группу источников. Обычно вибраторы располагают вокруг или вдоль участка возбуждения (называемого пунктом вибрации или вибропунктом) с разнесением на определенное расстояние, например на 40 м. После этого посредством вибраторов генерируют определенное число свип-сигналов, которые принимают посредством многочисленных сейсмических датчиков, записывают и суммируют(т.е. объединяют), чтобы получить сейсмические данные для каждой отдельной пары, включающей пункт возбуждения и пункт приема. Затем вибраторы перемещают группой в следующий пункт возбуждения, где их используют аналогичным образом. Однако существуют несколько проблем,связанных со сбором сейсмических данных при использовании сейсмических вибраторов,включая необходимость получения большого числа относительно продолжительных записей для каждой пары, включающей пункт возбуждения и пункт приема, чтобы получить сейсмические данные, имеющие достаточно высокое отношение сигнал/помеха. Другие известные проблемы, возникающие при сборе сейсмических данных с использованием сейсмических вибраторов, связаны с гармониками, различиями контактов с грунтом, прогибами плиты основания и эффектами группирования источников. Делались попытки разрешить эти проблемы, и один многообещающий подход заключается в одновременном использовании большого количества вибраторов в различных пунктах возбуждения, при этом каждый вибратор генерирует раздельные кодированные свип-сигналы. Один способ с использованием этого подхода,названный высокоточным вибросейсмическим способом, разработан Mobil Oil Corporation and(30 декабря 1997 г.); 5715213 (3 февраля 1998 г.); и 5721710 (24 февраля 1998 г.). Высокоточный вибросейсмический способ был разработан, 003494 2 главным образом, для повышения точности вибросейсмических данных. Высокоточный вибросейсмический способ осуществляют следующим образом. Измеряют перемещения S каждого вибратора и каждого свип-сигнала обычно с использованием акселерометра, установленного на плите основания вибратора. Измеренный сигналS связан с истинным выходным сигналом U вибратора и с минимально-фазовой передаточной функцией T1. В частотной области измеренный сигнал S описывается уравнением: S = UT1. Записывают сейсмические данные R, которые в частотной области представляют произведение отражательной способности Е грунта,выходного сигнала U вибратора и минимальнофазовой передаточной функции Т 2, т.е. R = UT2E. Получают отражательную способность грунта в месте расположения вибратора путем перемножения записи R и обратной величины перемещения U вибратора, т.е. R/U = T1/T2E. Для группы, состоящей из 4 вибраторовV1, V2, V3 и V4, одновременно излучающих свип-сигналы, выходной сигнал R геофона описывается в частотной области следующим линейным уравнением: R = m11h1 + m12h2 + m13h3+ m14h4. Это уравнение содержит 4 неизвестные величины, h1, h2, h3 и h4 (отклики грунта в местах расположения вибраторов V1, V2, V3 и V4), и включает известные значения R (выходные сигналы геофонов) и m11, m12, m13 и m14 (измеренные сигналы). Неизвестные величины h1, h2, h3 и h4 можно определить, если другие 3 свип-сигнала генерировать в тех же самых местах и если свипсигналы кодировать так, чтобы матрица измеренных сигналов была обращаемой. Система линейных уравнений следующая:R4 = m41 h1+m42 h2+m43 h3+m44 h4 В матричном представлении это можно записать как Типичная реализация высокоточного вибросейсмического способа в полевых условиях включает расстановку решетки или группы вибраторов, часто четырех, на эквивалентном количестве последовательных позиций или пунктов возбуждения. Вибраторы излучают определенное число свип-сигналов, например N (N больше или равно числу вибраторов), в одних тех же местах. Свип-сигналы имеют одинаковые спектры частот, но фазы кодированы различным образом, чтобы обеспечить обращаемость мат 3 рицы М. После излучения N свип-сигналов вибраторы перемещают на ряд позиций, число которых равно числу вибраторов, и повторяют последовательность операций. Этот высокоточный вибросейсмический способ обычно успешно осуществляют в районах с мелкозалегающими объектами разведки и при высоких отношениях сигнал/помеха. Для районов с более глубоким залеганием объектов разведки и при плохих отношениях сигнал/помеха высокоточный вибросейсмический способ выполнить удовлетворительно невозможно. Кроме того, число трасс, необходимых для каждой пары источник/приемник (кратность), становится слишком большим, что делает относительно дорогим сбор сейсмических данных с использованием этого способа. Поэтому желательно разработать усовершенствованный способ сбора сейсмических данных с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников, в которой исключены проблемы, обнаруженные в известных способах сбора сейсмических данных. Краткое изложение существа изобретения Задача настоящего изобретения заключается в создании усовершенствованного способа сбора сейсмических данных с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников. Преимущество настоящего изобретения заключается в том, что при тех же самых усилиях и затратах на сбор данных, можно получить сейсмические данные, имеющие более высокое отношение сигнал/помеха. Еще одно преимущество настоящего изобретения заключается в том, что, если когерентная помеха в сейсмических данных ограничена по полосе, то ее можно ослаблять только в отдельном частотном диапазоне, оставляя прежними остальные частотные составляющие сейсмических данных. Настоящее изобретение предоставляет усовершенствованный способ сбора сейсмических данных с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников, который заключается в том, что развертывают, по меньшей мере, где один сейсмический датчик, развертывают несколько вибрационных сейсмических источников в различных пунктах возбуждения, одновременно возбуждают указанные сейсмические источники, осуществляют сбор сейсмических данных, приписываемых указанным сейсмическим источникам, с использованием сейсмического датчика, осуществляют перегруппировку сейсмических источников так,чтобы, по меньшей мере, один из них находился в пункте возбуждения, занятом ранее другим из них, одновременно возбуждают указанные перегруппированные сейсмические источники,осуществляют сбор сейсмических данных, приписываемых перегруппированным сейсмическим источникам, с использованием сейсмиче 003494 4 ского датчика, осуществляют разложение собранных сейсмических данных на составляющие,приписываемые каждому сейсмическому источнику, суммируют друг с другом составляющие,приписываемые сейсмическим источникам,расположенным в общем пункте возбуждения. Краткое описание чертежей Изобретение и его преимущества станут более понятными при ознакомлении с приведенным ниже описанием со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых фиг. 1 изображает блок-схему этапов способа согласно изобретению; фиг. 2 - схему примерного расположения оборудования для сбора сейсмических данных согласно изобретению; фиг. 3 - диаграмму зависимости амплитуды от частоты для нескольких вибраторов согласно изобретению; фиг. 4 - диаграмму распределения показателя кратности и разрез сейсмических данных,полученных при использовании известного способа сбора сейсмических данных; фиг. 5 - разрез сейсмических данных, полученный при использовании заявленного способа с перемещением позиций согласно изобретению; и фиг. 6 - разрез сейсмических данных, полученный с использованием заявленного способа с перемещением позиций и разделением частот согласно изобретению. Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения На фиг. 1 представлена последовательность этапов способа согласно изобретению. Первым этапом способа является этап 12 развертывания сейсмического датчика. Многочисленные сейсмические датчики 40 (фиг. 2) большей частью геофоны развернуты в направлении многочисленных параллельных линий и подключены к кабелю 42 для передачи телеметрических данных. По кабелю 42 выходные сигналы датчиков передаются к регистрирующей сейсмической станции 44 на грузовом автомобиле, где собранные сейсмические данные регистрируют и часто подвергают первичной обработке. На фиг. 2 показана типичная схема расположения датчиков при сейсмической разведке на суше, но это только одна из очень большого числа альтернативных схем развертывания сейсмических датчиков, которые можно использовать в заявленном способе. Вторым этапом последовательности 10 операций способа является этап 14 развертывания сейсмических источников. Пункты 46 возбуждения на фиг. 2 обозначены треугольниками, и при такой сейсмической разведке использованы четыре вибратора V1, V2, V3 и V4. Исходно в этом примере вибратор V1 расположен в пункте 48 возбуждения, вибратор V2 расположен в пункте 50 возбуждения, вибратор V3 расположен в пункте 52 возбуждения и вибратор V4 расположен в пункте 54 возбуждения. Третьим этапом последовательности 10 операций способа является этап 14 одновременного возбуждения сейсмических источников, на котором все четыре вибратора одновременно возбуждают так, чтобы каждый генерировал четыре последовательных свипсигнала. В общем случае, если имеются N вибраторов, то каждый возбуждают так, чтобы получить М последовательных свип-сигналов, где М не меньше N. Чтобы обеспечить повышенную возможность разделения сигналов, фазу и частоту сигналов вибраторов кодируют. Например, схема фазового кодирования может быть следующей: Свип- сигнал 1 Свип- сигнал 2 Свип-сигнал 3 Свип-сигнал 4 Фазовое кодирование гарантирует обратимость матрицы перемещения вибратора. Для повышения возможности разделения сигналов полосу частот свип-сигналов разделяют между вибраторами, используя метод частотного разделения, чтобы получить дополнительную степень ортогональности для сигналов источников. Если полоса частот свип-сигналов,необходимая в определенном геологическом районе, находится между f1 и f2, а для сбора сейсмических данных используют группу из четырех вибраторов, то полосу частот можно разделить следующим образом.V4: [f1 + (f2 - f1)3/4, f2]. Однако сейсмические вибраторы обычно являются механическими устройствами с гидравлическим приводом, которые не обладаютспособностью резко прекращать генерацию сейсмической энергии на какой-либо конкретной частоте. Обычно энергия, генерируемая на самых высоких и на самых низких частотах,плавно или линейно спадает. Чтобы учесть эту характеристику, известную как спад свипсигнала, для каждого вибратора может быть желательным небольшое перекрытие между полосами частот, что показано на фиг. 3. Как указано выше, требуемый диапазон частот разделяют между рядом вибраторов (в описываемом варианте четырьмя) и, кроме того,каждому из вибраторов может быть задан отличающийся или частично совпадающий частотный диапазон. На фиг. 3 требуемый диапазон частот указан от 8 до 97 Гц. Благодаря схеме частотного разделения, вибратор V1 генерирует сейсмическую энергию, соответствующую первой кривой 60 (8-31 Гц), вибратор V2 генерирует 6 сейсмическую энергию, соответствующую второй кривой 62 (30-53 Гц), вибратор V3 генерирует сейсмическую энергию, соответствующую третьей кривой 64 (52-75 Гц) , и вибратор V4,генерирует сейсмическую энергию, соответствующую четвертой кривой 66 (74-97 Гц). Первая область 68 спада первого свип-сигнала частично совпадает с областью 70 спада второго свип-сигнала между 30 и 31 Гц. Подобное частичное совпадение спадов свип-сигналов наблюдается между 52 и 53 Гц и между 74 и 75 Гц. С учетом возможности разделения принятых сигналов предпочтительно исключать любое частичное совпадение зон спада. Однако во многих случаях желательно получать сигнал источника, который имеет равномерный спектр,т.е. который имеет, по существу, одинаковую амплитуду во всем частотном диапазоне. Если сигнал кодирован по фазе (а также по частоте),выгоды от равномерности спектральной характеристики могут перевешивать снижение возможности разделения небольшого частичного совпадения полученных частотных спектров. Однако для заявленного способа не требуется формирования сигнала с равномерным спектром. В некоторых случаях может оказаться предпочтительным взвешивать или концентрировать сейсмическую энергию относительно отдельного частотного диапазона или диапазонов, особенно если геологические условия в конкретном районе способствуют существенному ослаблению отраженной сейсмической энергии за пределами некоторого узкого частотного диапазона или диапазонов. В продолжение действия каждого из четырех свип-сигналов, генерируемых при одновременном возбуждении сейсмических источников с V1 по V4, сейсмические датчики 40 принимают сейсмические данные на этапе 18 сбора сейсмических данных. Обычно сейсмические данные передают к устройству записи сейсмической станции 44 на грузовом автомобиле, где их записывают наряду с сигналами от соответствующих акселерометров, установленных на каждом вибраторе и отражающих движение вибратора. Когда необходимое количество записей получено, сейсмические источники перегруппировывают на этапе 20 перемещения сейсмических источников. Согласно одному варианту воплощения способа вибратор V4 перемещают в пункт 56 возбуждения, вибратор V3 перемещают в пункт 54 возбуждения, вибратор V2 перемещают в пункт 52 возбуждения, а вибратор V1 перемещают в пункт 50 возбуждения. Затем для этого конкретного расположения оборудования повторяют нужное число раз этап 22 одновременного возбуждения сейсмических источников и этап 24 сбора сейсмических данных. Как указано выше, обычно вибраторы без пауз генерируют энергию в пределах присвоенных им разделенных частотных диапазонов, но 7 можно без труда предусмотреть схемы присвоения других частотных диапазонов. Из соображений возможности разделения важно, чтобы частотный диапазон сейсмической энергии, генерируемой одним одновременно возбуждаемым сейсмическим источником, находился, по существу, за пределами частотного диапазона сейсмической энергии, генерируемой другим одновременно возбуждаемым сейсмическим источником. Предпочтительно, когда, по меньшей мере, половина сейсмической энергии, генерируемой одним сейсмическим источником,занимает иной частотный спектр, чем половина сейсмической энергии, генерируемой другим одновременно возбуждаемым сейсмическим источником. Как отмечено выше, на самом деле может быть желательным некоторое перекрытие частотных диапазонов, но целью частотного разделения является обеспечение возможности разложения принятых сейсмических данных на составляющие, приписываемые различным пунктам возбуждения на основании разных спектров частот. По линии 26 видно, что процесс повторяют до тех пор, пока не получат необходимое число записей для каждого вибратора в каждом пункте возбуждения. В последующий промежуток времени сейсмические источники перемещают, при этом вибратор V4 перемещают в пункт 58 возбуждения, вибратор V3 перемещают в пункт 56 возбуждения, вибратор V2 перемещают в пункт 54 возбуждения, а вибратор V1 перемещают в пункт 52 возбуждения. После того, как при этой схеме размещения получают необходимое число трасс, вибраторы перемещают еще на одну позицию по направлению к верхней части на фиг. 2, и при новой схеме размещения получают необходимое число трасс. После завершения четвертого этапа сбора сейсмических данных можно заметить, что каждый из вибраторов (V1, V2,V3 и V4) оказывается размещенным в пункте 54 возбуждения. Каждую из трасс, полученных с помощью отдельного сейсмического датчика в то время,когда вибратор находился в пункте 54 возбуждения, затем раскладывают или отделяют на этапе 28 разложения собранных сейсмических данных. Обычно в результате этого процесса разложения получают отдельные трассы для каждого свип-сигнала каждого вибратора, излучавшегося в конкретном пункте возбуждения. Если используют четыре вибратора, и каждый из них генерирует четыре свип-сигнала в пункте возбуждения, то получают 16 выходных трасс,по четыре в каждой из четырех отдельных групп частотных диапазонов. Совместно эти четыре отдельные группы частотных диапазонов перекрывают весь сейсмический диапазон частот,необходимый для сейсмической разведки. Чтобы повысить отношение сигнал/помеха в сейсмических данных, эти трассы объединяют 8 мирования разложенных сейсмических данных. Кроме того, до этой стадии суммирования трассы можно подвергнуть фильтрации. В некоторых районах помеха, например помеха, связанная с поверхностной волной, или помеха,создаваемая линией энергоснабжения, имеет ограниченную полосу частот. В этих случаях может оказаться желательной, например,фильтрация ограниченных по частоте трасс,содержащих эту помеху, до их суммирования. Это может быть выгодным, поскольку способы подавления помех можно использовать для искаженных помехами данных без опасения, что способы подавления помех могут разрушить сейсмические сигналы в других частотных диапазонах свип-сигналов. Процесс суммирования может включать только усреднение всех сигналов, или можно использовать более усложненные способы суммирования, например способ разновременного суммирования, раскрытый в патенте США 3398396 или ковариационный способ суммирования, который раскрыт в заявке PCT/GB 98/03819. Следует отметить, что суммирование, используемое в описании, означает объединение, при этом не подразумевается поправка на нормальное приращение или приведение к нулю удаления. Существенное преимущество способа по сравнению с известными способами сбора сейсмических данных заключается в том, что в сейсмических данных можно значительно повысить отношение сигнал/помеха, создаваемое средой. В сейсмических данных отношение сигнал/помеха можно рассчитать согласно уравнению: Сигнал/помеха = NV(NSLW),гдеW - полоса частот свип-сигналов. При увеличении числа вибраторов, развертываемых в каждом пункте возбуждения (последовательно, а не одновременно), можно уменьшить число свип-сигналов и длительность свип-сигналов при одновременном повышении отношения сигнал/помеха в собранных сейсмических данных. Возможность разделения источников повышается при использовании способа разделения полосы частот, поскольку основная частота для каждого свип-сигнала является иной, и гармоники первого порядка, генерируемые третьим и четвертым вибраторами, не накладываются на частоты первого и второго свип-сигналов. Заявленный способ позволяет ослабить не только гармоники, вводимые пневматическим путем,но также и гармоники, вводимые на границе раздела плиты основания вибратора и грунта. Кроме того, амплитудный спектр, создаваемый вибраторами, имеет более высокие зна 9 чения в случае узких полос частот и одинаковых длительностей свип-сигналов. Амплитудный спектр = Af(Т/4W),гдеW - полоса частот свип-сигнала. Поэтому при ограничении полосы частот свип-сигнала каждый из вибраторов может передавать в грунт большее количество сейсмической энергии за единицу времени. Даже если для каждого вибратора используют одну и ту же полосу частот свип-сигнала(т.е. способ частотного разделения не используют), то применение способа вертикального суммирования и перемещения позиций все же будет повышать отношение сигнала к помехе,создаваемой средой, в собранных сейсмических данных. При использовании способа вертикального суммирования и перемещения позиций коррелированный шум любого отдельного вибратора будет ослабляться, поскольку сейсмические данные, соответствующие отдельной паре источник-приемник, состоят из данных, связанных с каждым из вибраторов. Кроме того, данные, соответствующие любой отдельной паре источник-приемник, обычно собирают в пределах более широкого временного окна, что способствует ослаблению любой помехи, создаваемой средой, которая вариантна ко времени. Затем сейсмические данные, полученные заявленным способом, подвергают обработке,например, фильтрации, миграции и т.д., которые хорошо известны в области обработки сейсмических данных. Преимущества, представленные указанным способом, были подтверждены как данными моделирования, так и полевым экспериментом. Результаты полевого эксперимента, который проводили в бассейне Делавэр, УордКантри, Западный Техас, представлены на фиг. 4, 5 и 6. Следует заметить, что в противоположность трехмерной геометрии сбора данных, полевые эксперименты проводили при использовании двумерной геометрии сбора данных, когда источники (вибраторы) и приемники (геофоны) развертывали вдоль общей линии. На фиг. 4 показаны результаты известной обычной двухмерной высокоточной вибросейсмической разведки. В этом эксперименте использовали четыре вибратора, частоту свипсигналов от 8 до 96 Гц, длительность свипсигналов 10 с, число свип-сигналов, генерируемых в каждом пункте возбуждения, было 8, расстояние между приемниками составляло 200 футов, взрывной интервал 50 футов, время прослушивания после каждого свип-сигнала 5 с, а число позиций, на которые каждый вибратор перемещали после окончания его свип-сигнала,было 4 (200 футов). Как можно видеть на линейчатой диаграмме 80 кратности в верхней части на фиг. 4, показатель кратности, обеспе 003494 10 чиваемый этими параметрами сбора данных,составляет около 60. Затем сейсмические данные обрабатывали, используя стандартную последовательность операций обработки высокоточного вибросейсмического способа (разделение, обратную фильтрацию сжатия, коррекцию нормального приращения, вывод и применение статических поправок, сортировку общей средней точки и суммирование), чтобы получить контрольный разрез 82 сейсмических данных(фиг. 4). Контрольный разрез 82 сейсмических данных можно сравнить с уточненным разрезом 86 сейсмических данных (фиг. 5). В этом эксперименте многие параметры были идентичны параметрам, использованным в предыдущем эксперименте: использовали 4 вибратора, частоту свип-сигналов от 8 до 96 Гц; расстояние между приемниками составляло 200 футов, взрывной интервал 50 футов, а время прослушивания после каждого свип-сигнала 5 с. Для этого эксперимента использовали те же самые вибраторы,датчики и записывающее оборудование, а сам эксперимент проводили в том же районе, что и первый эксперимент. Однако длительность свип-сигналов уменьшили с 10 с до 4 с, число свип-сигналов в каждом пункте возбуждения сигналов уменьшили с 8 до 4, а число позиций,на которые перемещали каждый вибратор после окончания его свип-сигнала, было 1 (50 футов). Как можно видеть из линейчатой диаграммы 84 кратности в верхней части на фиг. 5, показатель кратности, обеспечиваемый этими параметрами сбора данных, составляет примерно 15 (четырехкратное снижение в отличие от предыдущего эксперимента). Затем собранные сейсмические данные обрабатывали, используя ту же самую последовательность операций обработки, чтобы получить уточненный разрез 86 сейсмических данных. На уточненном разрезе 86 сейсмических данных можно заметить намного больше когерентных отражающих поверхностей, чем на контрольном разрезе 82 сейсмических данных. Кроме того, был выполнен эксперимент с использованием как способа перемещения позиции на одно место, так и способа частотного разделения. Результаты этого эксперимента представлены на фиг. 6. Различие между этим экспериментом и предыдущим экспериментом,результаты которого показаны на фиг. 5, заключается только в том, что для четырех вибраторов использовали отдельные частоты свипсигналов - 8-31, 30-53, 52-75 и 74-97 Гц. Поэтому показатель кратности не изменился, оставшись равным около 15, что показано на линейчатой диаграмме 88 кратности в верхней части на фиг. 6. Следует отметить, что разрез 90 сейсмических данных формировали, используя данные полосы частот только от 8 до 31 Гц, поскольку частотный отклик в исследовавшемся районе был очень узким. Представляется, что более качественный разрез 90 сейсмических 11 данных обеспечивает даже более отчетливое изображение геологического строения под поверхностью, чем уточненный разрез 86 сейсмических данных. В описанных экспериментах отображалась сейсмическая энергия при падении продольной волны и распространении продольной волны, но способ не ограничен этим конкретным видом распространения сейсмической энергии, и можно, например, получать изображения при падении продольной волны и распространении обменной поперечной волны, при падении и распространении поперечной волны или изображения многокомпонентных сейсмических данных. Полученные сейсмические данные можно обращать, используя записанные выходные сигналы вибраторов (применяя способ, подобный высокоточному вибросейсмическому способу),можно обращать на основе теоретических или оптимальных выходных сигналов вибраторов или можно обрабатывать, используя алгоритмы обработки других видов. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ сейсмической разведки с использованием множества вибрационных сейсмических источников, заключающийся в том, что развертывают, по меньшей мере, один сейсмический датчик,развертывают несколько вибрационных сейсмических источников в различных пунктах возбуждения,одновременно возбуждают указанные сейсмические источники,собирают сейсмические данные от сейсмических источников посредством сейсмического датчика,перегруппировывают сейсмические источники так, чтобы, по меньшей мере, один из них расположился в пункте возбуждения, ранее занятом другим из них, одновременно возбуждают перегруппированные сейсмические источники,собирают сейсмические данные от перегруппированных сейсмических источников посредством сейсмического датчика,раскладывают собранные сейсмические данные на составляющие от каждого сейсмического источника, 003494 12 суммируют друг с другом компоненты от сейсмических источников, расположенных в общем пункте возбуждения. 2. Способ по п.1, в котором на каждом из этапов возбуждения одновременно возбуждают каждый из сейсмических источников М раз в каждом пункте возбуждения, где М не меньше числа сейсмических источников. 3. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором дополнительно ослабляют помеху, по меньшей мере, одной из составляющих до суммирования составляющих друг с другом. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором соответствующие выходные сигналы от сейсмических источников записывают и используют при обработке собранных сейсмических данных. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором сейсмические данные обращают, используя теоретический или оптимальный выходной сигнал сейсмического источника. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором каждый сейсмический источник выполняют с возможностью генерирования сейсмической энергии в пределах соответствующего частотного диапазона, а частотный диапазон сейсмической энергии, генерируемой одним сейсмическим источником, устанавливают за пределами частотного диапазона сейсмической энергии,генерируемой другим сейсмическим источником, при одновременном возбуждении сейсмических источников. 7. Способ по п.6, в котором используют сейсмические источники со спадами свипсигналов, а спад свип-сигнала одного сейсмического источника задают частично совпадающим со спадом свип-сигнала другого сейсмического источника. 8. Способ по любому из пп.6 или 7, в котором частотный диапазон одного сейсмического источника задают так, что он имеет гармоники первого порядка, которые не совпадают с частотным диапазоном другого сейсмического источника. 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором на этапе перегруппировки перемещают сейсмические источники одного пункта возбуждения в общем направлении вдоль общей линии.