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Claerbout（1968）首次使用自相关算法合成地震记录，这种方法最初被命名为声学日光成像（Rickett and Claerbout，1999），Schuster（2001）将其正式命名为地震干涉法。地震干涉法主要依靠构建虚源地震记录进行数据处理。Calvert et al.（2004）首次提出了虚源法的概念，并利用该方法将VSP（vertical seismic profile，垂直地震剖面）数据转换为常规陆地地震数据。大量学者通过稳相理论解释了虚源法的原理，并指出虚源记录的反射波主要贡献来自稳相点附近的菲涅耳区（Schuster et al.，2001; Snieder，2004; Roux et al.，2005; Sabra et al.，2005; Snieder et al.，2006）。随后几年，众多学者将虚源法应用在不同的领域，如弹性介质成像（Bakulin et al.，2006）、CO2监测（Byun et al.，2010）、地震监测（Bakulin et al.，2012）等。接收器的不同埋藏深度也会影响虚源记录的重建效果（Alexandrov et al.，2015）。在国内，也有学者对虚源法行了研究，主要应用于VSP勘探领域（吴世萍等，2011；梁上林等，2018；陈国金等，2020）、背景噪声成像（齐诚等，2007；陶毅等，2010；刘志坤等，2010；王德利等，2012）。
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在海洋地震勘探领域中，国内外也有很多学者对地震干涉法进行研究。在OBS勘探中，地震干涉法有着较为成熟的应用。Mehta et al.（2007）对上下行波分离后的OBS数据中进行处理，使用下行直达波和上行反射波场做互相关运算。Mehta et al.（2008）研究了虚源法的观测系统条件，分析了炮间距对虚拟源集的影响。在OBS多分量数据中地震干涉法同样也有一定的研究（Gaiser et al.，2008，2010）。Carrière et al.（ 2013）将地震干涉法应用于OBS地震勘探中，将处理后的虚源记录进行偏移成像。Shiraishi et al.（2017）将地震干涉法应用于OBS的高阶多次波数据中，与仅使用单分量数据的镜像成像相比，该方法不仅扩大了成像范围，而且对地下结构具有更高的分辨率和更好的成像效果（Shiraishi et al.，2017）。在OBC（ocean bottom cable，海底电缆）勘探中， Haines（2011）将地震干涉法用于墨西哥湾的实际数据中，最终得到该区域的虚源记录。
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在天然气水合物勘探领域，地震干涉法目前在VCS（vertical cable seismic，垂直缆）勘探有着较为成熟的应用。Jamali et al.（2019）在日本海域天然气水合物识别过程中，使用地震干涉法对VCS数据进行处理，通过对虚源记录进行速度分析，为镜像逆时偏移处理提供速度，最终获得较好的成像结果。在国内，也有学者进行研究，Chen Xuelei et al.（2022）将该方法应用于南海VCS数据处理中，通过对干涉法处理得到的虚源记录进行成像，得到含有BSR的剖面。随着该方法的发展，越来越多的学者将该方法应用到海洋地震勘探领域的实际数据处理中。在同一年，Wang Linfei et al.（2022）对VCS数据进行处理，实现含水合物地层的高分辨率成像。
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由于受到海水流动的影响，OBS的实际位置与设计位置不一致，因此在常规OBS纵波数据处理中，需要进行重定位处理。因为观测系统的特殊性，炮点和接收点不在同一平面上，导致无法使用常规的速度分析得到工区的速度信息，通常需要借助同工区的拖缆资料或者依靠其他方法，如波场延拓（王祥春等，2012）、镜像偏移（Grion et al.，2007; 徐云霞等，2018）、（射线追踪，全波形反演等）来获取速度信息。
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针对以上问题，考虑到地震干涉法在处理数据时无需依赖精确的观测系统信息，可以忽略OBS位置的影响，因此本文将互相关型地震干涉法引入OBS数据处理中，将直达波与多次波相结合，获得虚源记录并进行成像，并通过模型实验和实际数据处理验证了地震干涉法在OBS成像中的有效性。
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1 研究方法
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时间域信号a（t）和b（t）在频率域内的互相关计算如公式1所示：
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式中，*表示复共轭，A（ω）和B（ω）是a（t）和b（t）对应的傅里叶变换。在公式1可以看出，相互关运算作用于两个信号时，一个重要的性质是它可以缩短传播时间或射线路径，当两个地震信号进行计算时，可以得出，地震记录的时间迁移和互相关运算是等价的。基于相互关系，本文采用了Wapenaar et al.（2006）提出的声波地震干涉法进行处理。该方法又以声学互易方程为基础（de Hoop，1988; Fokkema et al.，1993），提出对于一个接收到信号，当激发源与接收端互换位置后，其传播时间保持不变。
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对OBS数据使用地震干涉法处理，目的是获得炮检点均位于同一平面的地震数据，如图1所示。A和B为海面的震源，x为海底的OBS。当A点进行激发时，地震波向下传播并在海面处进行反射形成多次波，然后被海底x处的OBS接收，此时被记作G（x|A），当B点激发时，其直达波被x接收，记作G（x|B），其格林函数满足Helmholtz方程：
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式中，k=ω/υ（x）表示波数，ω表示频率，υ表示速度，*表示复共轭。经过一系列推导得到相关型互易方程：
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在公式3中可以看出，对边界范围内的接收点接收到的地震记录做互相关运算，得到因果格林函数G（B|A）和非因果格林函数G（A|B）*，通过提取因果部分即可得到接收点间的激发接收响应。
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在实际勘探中，接收点和炮点的数量会影响成像的范围，通常情况下，在OBS勘探中，会在海面处布置较多炮点，以此扩大探测区域。同时，海水的流动也会影响OBS的位置。在后期数据处理时，也需要重新定位。根据图1的方法原理，使用地震干涉法对多次波和直达波处理，充分利用了原始地震记录中的反射信息。在生成的虚源记录中，震源位置保持不变，接收点的位置从海底到变到海面，与震源点的位置重合。由此可以看出，该方法不依赖于观测系统的准确信息，特别是OBS在海底的位置信息，这也是该方法处理OBS数据的一个优势。与原始地震记录相比，生成的虚源记录与常规陆地地震勘探结果相似，因此可以直接通过速度分析获得其地下速度。与常规OBS数据处理相比，该方法消除了水层的影响。
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图1 OBS数据地震干涉法处理原理
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Fig.1 Principle of seismic interferometry for OBS data processing
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地震干涉法处理OBS数据的流程如图2所示，具体操作步骤如下：① 在共接收点道集记录中，选择两个震源点A和B，由式3可知，将同一个检波器接收到的两个震源产生的地震记录做互相关运算；② 固定震源A和B不变，依次完成其他检波器的计算；③ 将步骤2得到的结果进行叠加，即可得到以A点为虚源，B点为接收点的单道虚源记录；④ 重复步骤1~3，固定震源A的位置，依次选择其他震源作为点B，然后继续做互相关运算；⑤ 最后，即可获得以A点为虚源的虚源地震记录。
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2 模型数据处理
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为了与实际勘探观测系统相吻合，在设计的模型中，海面处布置201个震源，震源间隔25 m，在海底布置5个OBS，间隔200 m。模型中，水平距离为5000 m，深度为2000 m。共模拟四个位：海水和三个地层。速度分别为1500 m/s、1800 m/s、2100 m/s和2500 m/s，平均厚度分别为700 m、400 m、700 m和200 m。正演时使用的Ricker子波的主频为50 Hz。记录时间为4 s，采样率为1 ms。图3为OBS勘探模型示意图，其中四种颜色表示四种不同类型的层，红色三角形代表震源点，图中黑点代表OBS。
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正演后，共得到201个共炮点道集，在处理前，将共炮点道集转换为共接收点道集。在数据处理过程中，通过改变模型的正演范围，即可得到计算所需的直达波。为了得到多次波，将水层进行延拓，正演时使用两倍的水深，这样即可得到与时间相吻合的多次波。图4a是位于中间处检波器地震记录，图4b为正演得到的直达波，图4c为多次波。
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按照图2中的步骤对模型数据进行处理，得到的虚源记录如图5a所示。为了验证虚源记录的准确性，建立一个与虚源记录中观测系统一致的模型进行正演。在该模型中，震源点的位置与图3中保持不变，将接收点的位置从海底变为海面震源点处，同时接收点的数量与震源数量一致。模型的正演地震记录如图5b所示。对比两种结果可以看出，除了直达波外，其他地层的反射时间是相同的。生成的虚源记录中，直达波代表海面处，在实际勘探中，并不是成像目标，所以它的影响可以忽略不计。在虚源记录准确的前提下，可以对该记录进行后续处理并成像。
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图2 地震干涉法OBS数据处理流程
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Fig.2 Workflow of the seismic interferometry for OBS data
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对虚源记录进行数据处理时，由于炮点和接收点均位于同一平面，因此可以使用常规陆地地震数据处理方法中的速度分析来获得速度。通常情况下，处理OBS数据时，需要借助同工区下的拖缆地震资料的速度场或者利用镜像偏移或波场延拓等方式来获得速度。因此，使用地震干涉法处理可以大大提高OBS数据处理的效率。图6为虚源记录处到理得的偏移剖面，CMP间距为12.5 m。图7为图6中剖面的近似成像范围，大致为水平距离1.3~3.7 km，为模型的中间部分。通过对比两幅图可以看出，虚拟源数据处理得到的结果与模型中的结构变化高度相似。同时，根据偏移剖面的双程旅行时和不同层的速度进行计算，得到地层的厚度与图2中模型中各反射层的深度也基本一致。因此，可以得出，使用地震干涉法对模型数据进行计算，得到的结果具有较高的准确性。
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图3 OBS勘探模型
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Fig.3 OBS exploration model
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图4 模型正演记录（a）、直达波（b）和多次波（c）
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Fig.4 Forward seismic records (a) , direct wave (b) and multiples (c)
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图5 虚源记录（a）和模型正演记录（b）
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Fig.5 Virtual source seismic records (a) and forward modeling (b)
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图6 虚源记录偏移剖面
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Fig.6 Virtual source data migration profile
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图7 剖面成像范围
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Fig.7 Imaging range of migration profile of virtual source data
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3 OBS实际数据处理
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在模型数据取得较好结果的基础上，将该方法应用于OBS实际数据中。数据采样率为1 ms，记录长度为8 s。每条炮线上有685个炮点，海底共放置5个OBS。在实际数据处理中，选择OBS正上方的一条炮线进行处理。由于远偏移距处的数据中信噪比较低，因此选取部分数据进行处理。在实际数据的处理中，由于OBS与炮点存在较大的高度差，因此在地震记录中，有效反射和多次波在时间上有着明显的差异，如图8a原始共检波点道集地震记录所示。因此，在分离多次波时，直接在地震记录中进行切除。实际OBS数据的直达波通过拾取初至得到。图8b为拾取得到的直达波，图8c为多次波。经过干涉法处理后得到的虚源记录如图9所示。得到的记录中，炮点和检波点都位于海面上，因此可以使用常规陆地地震勘探数据处理方法对虚源记录进行处理。使用常规速度分析得到地层的速度后，对虚源记录进行偏移成像，图10a为虚源记录处理得到的偏移剖面。为了验证该方法所得结果的准确性，对OBS数据进行了多次波镜像偏移成像处理，所得结果如图10b所示。结果表明，地震干涉法与常规方法得到的结果非常相似。
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图8 实际地震记录（a）、直达波（b）和多次波（c）
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Fig.8 Actual OBS seismic record (a) , direct wave (b) and multiples (c)
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通过对比不同方法得到的两种剖面，可以看出，两种结果的层变化基本相同，且干涉法成像精度较高。同时，使用虚源地震记录处理得到的剖面中海底处的BSR也十分的清晰。与传统的处理方法相比，使用地震干涉法处理数据，速度获取简单，可以利用陆地地震的处理流程进行处理，提高了工作效率。总的来说，地震干涉法在实际海底地震仪数据处理中取得了较好的效果。
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4 讨论与结论
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本文将直达波与多次波相结合，使用地震干涉法对海洋OBS勘探数据进行处理，获得虚源记录，在此基础上，处理得到了高质量的成像结果。模型实验和实际数据处理结果得出结论如下：
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（1）与原始地震记录相比，生成的虚源记录中的震源和检波器均位于同一平面内，不需要使用拖缆或其他方法来获得速度。通过陆地地震数据的处理方法便可以获得构造剖面，具有简单且快速成像的优点。
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图9 OBS实际数据处理得到的虚源记录
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Fig.9 Virtual source record processed from actual OBS data
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（2）地震干涉法所得剖面和多次波镜像偏移剖面，二者构造基本一致，且BSR处也相对清晰准确，能够为水合物识别提供参考。
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图10 虚源记录处理得到的偏移剖面（a）和镜像偏移剖面（b）
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Fig.10 Migration profile for virtual source records (a) and mirror migration profile (b)
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然而该方法也有一些缺点，如野外记录中需要有足够的炮点或接收点才能使地震干涉法有更好的应用，并且在虚源记录中，大偏移距处反射波信噪比相对较低。但总的来说，地震干涉法在海洋地震勘探资料处理中具有良好的应用前景，是未来海洋地震资料处理中一个有价值和潜力的研究方向。
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摘要
OBS(ocean bottom seismometer，海底地震仪)勘探主要应用于天然气水合物的勘探和识别。由于在实际勘探中，尤其是在深水区域，震源和OBS之间存在高度差异，因此OBS数据无法使用常规方法进行处理成像。地震干涉法是对两个检波器接收到的信号进行互相关运算，得到炮检点均位于同一平面内新的虚源记录，在处理虚源记录时可以使用陆地速度分析的方法得到速度信息，并且该方法在处理数据时，可同时使用直达波和多次波进行处理，具有充分利用波场信息的特点。本文将地震干涉法引入OBS数据成像处理中，实际OBS资料数据处理结果显示，该方法得到的结果其成像精度高于多次波镜像偏移，而且本文方法更具处理效率优势。
Abstract
Ocean bottom seismometer (OBS) exploration is mainly used to identify and characterize natural gas hydrates. However, the significant elevation difference between the source and OBS, particularly in deep water environments, prevents OBS conventional imaging methods from being directly applied to OBS data. This paper proposes a new seismic interferometry approach to overcome this challenge. By cross-correlating signals received by two OBS detectors, a virtual source record is generated. This record can then be processed using conventional land velocity analysis techniques to extract velocity information. A key advantage of this method is its ability to use both direct waves and multiples for data processing, maximizing the utilization of available wavefield information.Results from processing actual OBS data demonstrate that the imaging accuracy achieved with this seismic interferometry method surpasses that of conventional multiple image migration techniques. Furthermore, the proposed method offers improved processing efficiency.
Keywords
seismic interferometry ； gas hydrate ； OBS ； cross-correlation
