单炮频谱分析实验报告地震（基频分析实验报告）
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岩性油气藏高精度地震勘探关键技术
近几年，岩性油气藏是渤海湾盆地南部各油田资源接替的重要阵地，由于其地质特点，对地震资料采集和处理提出了更高要求，为了提高岩性油气藏的分辨率和成像精度，“十一五”期间进行了相应地震资料采集和处理技术的攻关研究，形成了减弱采集痕迹的观测系统设计、叠前相对保幅去噪、高分辨率处理为主的配套技术，形成了河道砂体描述系列、砂砾岩体描述系列、浊积岩描述系列等高精度复杂岩性描述技术体系（表4-15），提高了纵横向地震分辨能力，提高了岩性识别能力和描述精度。
表4-15 岩性油气藏高精度地震技术对策
（一）岩性油气藏地震采集关键技术
1.减弱采集痕迹的观测系统优化设计技术
采集痕迹主要是指由观测系统、地形地貌、处理参数等外在因素造成的地震采集资料上存在的地震属性的失真，表现形式是在时间切片上，振幅发生周期性的变化。三维观测系统采集痕迹分析，是将偏移距叠加次数划分为多个区间，然后分别作出各个区间内的覆盖次数分布图，如果各个分偏移距图上，各个面元处的覆盖次数均相同的话，便判定该观测系统的采集痕迹为最小。
其基本原理为基于共中心点假设条件下，根据地震反射波振幅随着入射角度的变化，在地层分界处，地震波的能量会在反射波与透射波之间进行重新分配，这一过程满足Zoeppritz方程组。假设震源为点源，波场以球面波方式向外传播，考虑地震波传播过程中的球面扩散效应，在小角度反射条件下，计算地震波传播过程中的一种简单近似能量变化权系数：
成熟探区油气精细勘探理论与实践
式中，w为权系数，θ为入射角的倾角，该权系数的计算考虑包括目的层上覆介质的等效速度，目的层深度，地层反射系数等因素，然后根据上述权系数模拟地震波振幅的方法生成针对目的层的模拟振幅水平切片，进行采集痕迹分析。
对不同观测系统参数进行分析：
（1）横向滚动距离、炮线距和接收线距是影响采集痕迹的几个主要参数，横向滚动距离、炮线距和接收线距越大，采集痕迹越严重；
（2）随着目的层埋深增大，采集痕迹影响减小；
（3）宽方位角比窄方位角的观测系统采集痕迹小；
（4）当炮线距与接收线距相近时，观测系统类型对改善面元属性分布影响较小；当炮线距远大于接收线距时，观测系统类型对改善面元属性分布影响较大。
采用这种方法衡量不同观测系统参数对于采集痕迹的影响，对比不同横向滚动距离、不同接收线距、不同类型观测系统以及不同目的层埋深的观测系统参数，从而进一步优化和选择观测系统方案。
2.精细表层结构调查技术
1）表层结构探测技术
相对传统的小折射和微测井等表层探测方法，目前表层调查技术日趋多样化，包括岩性取心、近地表测井、地质雷达、岩性探测、小型地震仪、MVSP、层析反演等方法。采集的表层参数也更加丰富，包括近地表的速度、吸收衰减参数、品质因子、流体指数、塑性指数等参数。在五号桩工区，首次引入表层取心、静力触探、岩土力学参数测试等岩土参数调查方法，结合常规方法对第四系冲积平原覆盖区的近地表激发介质性质进行了精细研究与试验。
2）基于近地表多参数模型逐点设计井深技术
针对表层建模的特殊要求，对比分析绿山、克浪和surfer三套软件的优缺点，研究出一套能够用于近地表建模的工作流程，能够解决当前野外生产的实际问题，弥补了目前没有同类软件功能的现状。设计实现流程为首先联合解释近地表试验数据，加载多元属性数据，建立一致近地表模型，然后逐点计算激发井深，输出激发井深等值线图。
（二）岩性油气藏地震资料处理关键技术
1.叠前相对保幅去噪处理技术
属性分析及反演是岩性储层预测的重要手段，而地震资料的相对保幅性又决定了属性分析和反演精度，因此提高地震资料去噪处理的保幅性对岩性油气藏勘探具有重要作用，主要研究应用了小波变换与径向道联合压制面波技术、基于振幅统计的分频去噪技术、基于波动方程的反馈环法多次波压制技术、和余弦逼近法钻机干扰压制技术。
1）小波变换与径向道联合压制面波技术
依据面波与有效信号在频率、能量及速度等方面的差异，利用小波变换的分频功能和径向道变化的方向性，在面波区域内对面波进行有效压制，不仅保证了面波的压制效果，而且对面波区域内的低频有效信号影响很小。由图4-118可看出，该方法面波压制效果很好，并且对有效信号的影响很小。
2）基于多道振幅统计的分频去噪技术
对给定的叠前地震资料，通过傅里叶变换进行分频处理，得到多个分频带数据，然后对每个数据分时窗进行多道振幅统计，根据时窗内的统计值与多道统计的均值进行比较来确定门槛值，压制异常噪声。这种去噪方法能够较好地压制异常振幅噪声，同时对有效信号影响很小（图4-119）。
3）基于波动方程的反馈环法多次波压制技术
一个单炮实验形成一个单炮记录，多个单炮记录按一定规则排放成一个大地震数据体。对该地震数据体做关于时间参量的傅立叶变换，即把时间域地震数据变换为空间频率域数据。于是大数据体被分解为一系列的频率切片。这些频率切片是相互独立的。可以对每个频率切片进行单独处理，每个频率切片形成一个数据矩阵。图4-120是反馈环法压制多次波模型试验，图4-121是反馈环法压制多次波的实际处理效果，多次波基本被压制干净，信噪比有很大提高；速度谱上有效波能量团集中，剖面质量大幅提高。
图4-118 小波变换和径向道滤波联合压制面波的效果
图4-119 基于多道振幅统计的分频去噪
图4-120 多次波模型（左）、压制后的效果（中）、预测出的多次波（右）
图4-121 压制多次波前后剖面对比及压制的多次波
2.精细近地表静校正技术
在高精度地震勘探中，勘探区域表层结构的纵、横向变化产生的低降速层静校正量对地震数据处理结果的影响较大，特别是复杂地表的地区，其静校正问题尤为突出。
1）层析反演静校正
图4-122a是永新地区431线原始叠加剖面，由于低速带变化大，存在着较大的长波长剩余静校正量，存在明显的纵贯剖面的错断，同相轴扭曲，使其不能用于正确解释。图4-122b是431线作了折射波静校正的叠加剖面，消除了低速带变化的影响，也消除了长波长剩余静校正量，叠加剖面成像清晰，但仍然存在校正不足的问题。图4-139c是431线作了层析反演静校正的叠加剖面，与前两者相比反射层连续性好，层间关系清晰，成像得到了较大改善。
2）反射波剩余静校正
反射波剩余静校正是建立在速度模型准确的基础上的，静校正量的估算采用的是NMO以后的道集；而速度的估算与分析又要求在不存在静校正量的道集上，否则，速度分析质量和精度会大大降低。地震波的高频、低频所含有的校正量不同，不同的频率段内分别计算校正量，最后采用全频带做一遍静校正，故采用分频剩余静校正技术进行三维处理。反射波剩余静校正的实用效果如图4-123所示。
图4-122 层析反演静校正的实用效果对比
图4-123 剩余静校正前（左）、后（右）的剖面效果
3.提高分辨率关键技术
1）多道加权统计谱模拟反褶积技术
目前用于提高分辨率的方法较多，比较常用的有叠前炮域地表一致性反褶积、叠前共中心点域子波反褶积技术、频谱约束高频加权提高分辨率技术、CMP域Q补偿等提高分辨率技术。为了改善反褶积效果，针对性地研究了多道加权统计谱模拟反褶积技术。
图4-124是谱模拟反褶积结果。由于谱模拟反褶积考虑了频率特征，信噪比和时空变换，浅层和深层的频率标准适宜，反射层序关系得到较好保持。借助资料本身的信息提高了特别是薄层发育地区资料的分辨率，反射同相轴清晰，反射波组连续性较好。
2）井控反褶积处理技术提高地震资料分辨率
东濮凹陷具有典型的含盐砂泥岩薄互层沉积特点。上覆岩盐地层具较强屏蔽作用，往往造成目的层段主频低，难以有效分辨储集层，通过开展井控反褶积提频处理，提高了地震资料对目标砂体的识别能力。图4-125为地震资料提频前后对比，可以看出提频后的频带宽度及主频明显提高，为目标砂体的地震识别提供了更好的资料基础。
图4-124 谱模拟反褶积叠加剖面
图4-125 提频处理前后地震资料对比
（三）典型岩性油藏预测关键技术
1.浅层河道砂岩精细描述技术
通过岩石物理分析及正演模拟可知，河道砂体基本表现为中强振幅反射特征，利用三维立体显示、频谱分解技术可以实现对砂体的追踪、描述。
1）频谱分解技术
经过定比例的频谱数据体，就可以通过浏览不同频率的切片，了解各个切片能量分区性特征，根据组合规律确定沉积体系的展布和地层韵律层特征厚度，来对沉积体成像。在部分情况下，沉积体的地震道振幅明显增大，在主频附近很宽的频带范围内都有很清晰的显示（在地震剖面上特征明显的河道）；但大部分情况下，在研究地层单元内，沉积体的地震响应很微弱，需要详细频率扫描，确定韵律层的特征单层厚度。例如在100Hz的频率切片上，高值区反映了5ms时间厚度的韵律层组合占优势，25Hz频率切片上的高值区则反映20ms时间厚度的韵律层组合占优势。
通过频谱分解处理，较好地揭示老河口地区河流的空间演化（图4-126）。从下至上变频扫描，将不同砂组、不同期次的河道演化、平面展布动态地展现出来。
2）油气检测技术
（1）叠前CIP角道集AVO特征检测油气。通过正演模型和过井CRP道集分析，油气层具有Ⅲ类AVO异常特征，可以应用叠前CIP角道集AVO特征检测油气。如垦东47井钻遇多套油气层，叠前CRP道集上均表现为振幅随偏移距增大而增大，非油气层则表现为振幅随偏移距的增大而减小；垦东82井钻遇的水层，叠后剖面亮点特征明显，难以与油气层反射区分，而叠前CRP道集则表现为振幅随偏移距增大而减小。
（2）远角叠加地震资料油气检测。远角叠加地震资料突出了油气对地震反射的贡献，可以直接进行油气检测。如垦东北部油气层在叠前角道集上具有振幅随入射角增大而增大的正异常特征，分角度部分叠加后，远角叠加地震资料上油气层表现为明显的强振幅反射特征，而非油气层则没有此特征。图 4-127是远角叠加地震资料沿馆四段解释层位开取时窗（包含馆上段Ⅳ、Ⅴ砂组）提取的均方根振幅图，除垦东81井外，油气井（垦东34、垦东341等）均落于强振幅反射区；而空井（垦东346、垦东471、垦东482、垦东82）均落于弱振幅反射区。检测结果与实钻结果吻合程度很好，吻合率高达93%。
图4-126 老河口地区馆陶组分砂组频谱分解图
图4-127 远角叠加地震馆上段Ⅳ、Ⅴ砂组均方根振幅图
（3）叠前反演技术。叠前反演得到的纵、横波速度及密度成果，从不同侧面反映了岩性及流体特征，针对目的层段的油层岩石物理参数，开展了纵横波速度比分析和纵、横波速度联合解释方法研究，对目的层段油层分布特征进行了描述。最后对AVA同步反演结果分析认为，叠前反演的泊松比、Vp/Vs参数对储层有识别效果，厚油层在剖面上有较好的响应，剖面与测井信息的对比效果良好。
2.地震属性预测划分浊积岩有利储集相带技术
浊积砂油气藏是一种重要的隐蔽油气藏类型，一直是近十年勘探的重点，滑塌浊积砂体一般个体小、横向变化快，难于追踪和描述，给勘探开发带来了一定困难。经过多年来以地震资料为主的浊积砂体油气藏识别与描述技术不断提高和完善，形成了一套适用浊积岩储层描述的技术方法，包括储层几何形态的确定，储层的埋藏深度、厚度、空间展布预测等方面，关键技术主要包括：
1）地震相分析技术
地震相可以一定程度反映出岩相的特征，地震相分析就是以实际地质资料为基础，利用地震参数结合井下和地面资料综合解释沉积环境和沉积体系。通常采用神经网络方法划分地震相，就是利用波形的相似性和地震属性进行地震相分析。
2）分频分析技术
地震分频信息可以有效识别储集层时间厚度的变化及检测地质体横向不连续性，其基本算法是离散傅立叶变换(DFT)或最大嫡方法。根据DFT算法，每个薄层产生的地震反射信号在频率域都有一个与之相对应的特定的唯一频率成分。调谐反射振幅谱的相干信息揭示了地震反射波的单个薄层信息，可以更准确估算薄层厚度；利用相位谱上相位的不稳定性，可以识别地层横向不连续性，如层间小断层、裂隙及沉积相带变化；再结合振幅谱、相位谱相关干涉现象，可以快速有效地识别岩性、物性变化和进行成图。该方法适用于储层对某一频率响应较好的地区。
3）地震属性优化识别技术
地震属性比常规地震剖面在平面上有更强分辨力，能反映地质体空间变化。图4-128是王58井区浊积砂体振幅类属性优化分布图，可较准确确定王58井区浊积砂体物源方向和砂体发育范围。
图4-128 王58井区浊积砂体振幅类属性优化分布图
3.砂砾岩体期次划分技术
砂砾岩体作为重要的储集体类型之一，针对砂砾岩体油藏勘探实际问题，从砂砾岩体沉积环境分析、正演模拟、高分辨率层序划分及多属性储层综合预测等方面展开深入研究，取得了重要进展与良好应用效果，形成了砂砾岩体地震描述技术流程。其中针对砂砾岩体勘探最有成效的关键技术——砂砾岩体期次划分技术。
1）单井期次划分
首先利用岩心资料，观察岩石类型、粒度变化、沉积构造等，据此划分出岩心级别的沉积旋回；其次，将岩心资料和测井资料进行标定，建立起测井旋回标志；再次，根据测井曲线的叠加模式，利用层序地层学进积、加积、退积的叠加样式的分析方法，划分出高级别的旋回。为了弥补岩心资料不足，同时利用FMI成像资料进行旋回划分，通过将FMI图像和岩相特征建立关系，实现不同级别沉积旋回的划分。
2）井震结合划分大尺度沉积期次
大尺度沉积期次一般在地震资料上有较明显的反射特征，可通过地震反射特征和同相轴接触方式，进行大尺度期次界面的识别。同时，利用单井旋回划分对地震资料进行标定，划分出大的沉积期次。
3）小尺度沉积期次对比
根据事件性沉积泥岩稳定分布的特点，采取对比泥岩的思路对砂砾岩体进行小尺度沉积期次对比。
4）时频分析技术划分砂砾岩体沉积旋回
时频分析是通过提取薄互层结构信息研究砂砾岩体内幕变化的有效手段，研究对象是不同级别的层序体及其内部结构。时频分析技术的应用使砂砾岩体勘探不再局限于包络界面构造形态描述，而是将研究对象缩小为一期扇体(砂层组)。
（四）民丰高精度地震应用
民丰地区位于济阳坳陷东营凹陷北部断裂带，东营北带断裂系统发育，油气源丰富，已发现砂砾岩、浊积岩和复杂断块等多种类型的油气藏。
民丰地区已被三维地震覆盖，包括民丰、永安镇西、胜北三维，周边有胜利村、盐北、盐家、丰4井、辛镇等工区。民丰地区及周边的老三维地震采集观测系统存在总覆盖次数偏低、面元网格较大、最大炮检距偏小、观测系统属性差等不足。勘探难点主要是构造破碎、多期叠置形成的砂砾岩体纵横向变化十分复杂，常规地震剖面只能识别砂砾岩体包络面，砂砾岩体期次、内部反射结构较难识别，造成了储层对比困难，隔夹层识别难度大，是砂砾岩油藏勘探开发面临的主要问题。
根据东营北带砂砾岩勘探需要，实施了民丰高精度三维地震，满次覆盖面积102.1km2。采用针对地质目标的观测系统设计、保幅去噪和复杂构造成像技术，解决了沙三段浊积岩尖灭点不清，反射较弱以及砂砾岩体包络面及内幕反射特征不清等问题，对复杂地质体的描述起到了很好的指导作用。
1.地震采集关键技术
民丰三维位于东营市东营区和垦利县境内，黄河从工区北部穿过，受黄河冲积影响，表层松软，造成该区中浅层的分辨率低，主要难点在于如何提高资料分辨率，从提高激发频率的角度考虑，采用了延迟震源激发技术。
根据民丰地区表层结构特点，在12～16m存在一套胶泥层，适合应用延迟激发。延迟叠加震源激发将多个小药量药柱在垂向上进行组合激发，通过合理设计药柱之间的距离使震源在垂向上互相叠加，继承小药量激发地震波高频丰富的优点，而且可以通过各级药柱爆炸的延时，使得有效的能量在垂直向下的方向上能量叠加，产生大能量的地震波。同时，在垂直向上方向上减小对地面的震动效应，压制次生干扰波，有效地提高了激发的频率，增强了信号的能量（图4-129）。
2.地震资料处理关建技术
民丰工区地处油气资源丰富的东营北带，本区断层发育，小断块多而复杂，油气藏类型丰富。需要拼接的区块较多，资料存在能量、信噪比、相位、频率等方面差异，且工区内有较强的大钻干扰，处理难度较大。民丰地区高精度三维地震资料的主要地质任务是搞清区内地层分布与基岩古断剥面的接触关系；提高中深层的分辨率，查清砂砾岩体顶面及其内幕的地震反射特征。通过加强地质认识，围绕着地质任务，对工区勘探开发现状、老资料存在的问题、野外采集资料进行了全面细致的分析，根据资料分析情况和叠前时间偏移技术要求，确定处理重点，采取针对性措施解决了连片资料的一致性问题、大钻干扰、中深层反射能量弱、分辨率低等影响偏移成像的问题（表4-16）。
图4-129 民丰地区延迟激发与常规震源激发单炮记录对比（固定增益）
表4-16 民丰地区资料处理重点及解决方法
3.地震解释及应用效果
1）砂砾岩体沉积期次划分
在高精度三维地震资料的基础上，基于砂砾岩岩石物理分析及正演模拟，对砂砾岩进行识别，利用时频分析技术较为准确地划分出砂砾岩体的沉积期次，同时也保证横向追踪的等时性。
砂砾岩期次划分结果如图4-130所示，盐16和盐18钻遇的为沙三Ⅰ期，该期砂砾岩体埋深较浅，具有背斜形态的砂砾岩体成藏最为有利。盐22、永920钻遇的为沙四的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ期，此时发育的砂砾岩体极易发育二次滑塌砂砾岩体，随着物源的进一步推进，储层物性得到有效改善，含油性增强，盐22和永920的成功证实了这一点。在沙四下时期主要发育沙四Ⅳ－Ⅸ期，此时随着埋深的增大，孔隙度进一步降低，虽然储层的物性稍差于沙四上地层但由于紧邻烃源岩，仍能捕获到丰富的油气。因此丰深1在4316m井段获得了高产工业油气流，丰深3进一步突破了储层含油下限。而在胜坨地区，由于胜北断层的影响，砂砾岩体的期次发育有所缺失，仅能划分出8个期次，依次对应盐家－永安地区砂砾岩体的沙三Ⅲ期，沙四Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ、Ⅸ期。
2）砂砾岩分布预测
在东营凹陷北带东段地区，沙四上段砂砾岩扇体是该区的主要含油目的层系之一。在合成记录标定T6反射层及砂砾岩期次划分的基础上，分期次开取适当时窗，利用地震属性技术进行预测，取得明显效果，较准确地确定了坨121古冲沟、盐16古冲沟、盐18古冲沟的砂砾岩体的发育规模及展布特征，图4-131为沙四上I期砂砾岩体空间展布（图中红黄色为砂砾岩发育区）。部署的永920、盐222和永928、盐227、永930、坨767、坨769等井都相继获得了成功，大大推动了该区砂砾岩体油藏勘探。
图4-130 丰深1—盐22砂砾岩体期次划分剖面
图4-131 东营北带东段沙四上I期砂砾岩体空间展布
3）油气勘探开发效果
基于高精度资料，在民丰地区盐16、盐161斜2等区块发现并落实砂砾岩叠合圈闭面积320.9km2，已经部署探井37口，钻探探井27口，探井成功率70%。2009年整体上报盐家地区探明储量4167×104t，使东营北带砂砾岩扇体油藏成为继滩坝砂岩之后胜利油田最主要的探明储量阵地。目前盐22井区和永920井区已投入开发，成为重要的产能建设阵地。
试验资料分析及效果评价
1.7.3.1 激发试验
（1）激发井深对比试验
固定药量1kg，进行了井深6m、8m、10m、12m、14m激发对比试验。
1）不同激发井深的Z分量对比分析：从图1.23所示不同激发井深的Z分量原始单炮记录看，随着井深的加大，1s以内主要目的层的信噪比有所提高，能量有所增强，0.75～1 s之间1煤的反射波最为典型，14m井深时最为明显。面波是该区能量最强的规则干扰波，由于面波能量很强，1 s以下的反射波能量很弱，仅能看到一些影子。井深加大时，面波能量有所衰减，炮记录上近炮检距道信噪比略有提高，效果不太明显。可见，若要进一步降低面波的能量，提高深层反射的信噪比，就必须进一步加大井深。从不同激发井深的Z分量频谱分析结果看，随着井深的加大，主频能量明显增强，频带略有拓宽。可见，单从Z分量考虑，井深10m左右就能获得13-1煤至1煤之间各层煤的有效反射（400～1000ms），进一步加大井深收效不大。
图1.23 井深对比试验（药量1kg），Z分量原始单炮记录及400～900ms时窗内的频谱
2）不同激发井深的X分量对比分析：从图1.24不同激发井深的X分量原始单炮记录看，6～14m井深的各X分量原始单炮记录整体表现为能量弱，信噪比低，各煤层转换波特征不明显。但随着井深的加大，目的层转换波的信噪比有所提高，能量有所增强，1.25～1.75s之间13-1煤的转换波最为典型，14m井深时最为明显。面波是X分量记录上能量最强的规则干扰波，由于面波能量很强，并且在空间上与各煤层的转换波交织在一起，在频率上与转换波重叠较多，所以加大井深，压制面波是提高转换波品质的关键。从不同激发井深的X分量频谱分析结果看，随着井深的加大，频带变化不明显，可能与面波能量太强有关，主要是面波能量太强且与转换波的到时重叠，造成频谱分析图显示的主要是面波的频谱。可见，6～14m井深的各X分量记录整体表现为能量弱、信噪比低、面波强。从衰减面波、提高13-1煤到1煤之间各层煤的转换波品质的角度考虑，必须进一步加大井深。
3）不同激发井深的Y分量对比分析。Y分量和X分量是耦合关系，从不同激发井深的Y分量原始单炮记录（图1.25）看，6～14m井深的各Y分量原始单炮记录整体表现为面波强、能量弱、信噪比低，各煤层转换波特征极不明显。面波在空间上（特别是近炮检距道）与各煤层的转换波交织在一起，在频率上与转换波重叠较多，所以加大井深，压制面波是提高转换波品质的关键。
图1.24 井深对比试验（药量1kg），X分量原始单炮记录及800～2000ms时窗内的频谱
图1.25 井深对比试验（药量1kg），X分量原始单炮记录及800～2000ms时窗内的频谱
井深对比试验分析结论：单从Z分量考虑，井深10m左右即可；从X分量和Y分量的信噪比角度考虑，必须进一步加大激发井深，增强转换波的能量，提高信噪比。
（2）激发药量对比试验
实际试验中选取了3个试验点，与井深试验点位置相同，固定井深10m，进行药量0.5kg、1kg、1.5kg、2kg、2.5kg、3kg激发对比试验。
1）不同激发药量的Z分量对比分析：从图1.26不同激发药量的Z分量原始单炮记录看，随着药量的加大，主要目的层的能量明显增强，信噪比有所提高，面波能量也随之增强，致使1 s以下的反射波能量变弱。从Z分量原始记录的品质看，药量选为2kg、2.5kg或3kg比较合适。从不同激发药量的Z分量频谱分析结果看，随着药量的加大，高频端能量明显增强，频带有所拓宽，药量为2kg、2.5kg和3kg频带相差不多，但是主频提高，且能量比药量为0.5～1.5kg药量时强很多。
图1.26 药量对比试验（井深10m），Z分量原始单炮以及400～900ms时窗内的频谱
可见，从Z分量的能量考虑，药量2kg、2.5kg或3kg比较合适。只是药量增大，面波也随之增强，所以对Z分量，小药量激发也可获得较好的剖面。对资料信噪比较好的地震地质条件，从单炮记录、频谱分析看，采用小药量可以获得相对频率均衡且频带较宽的地震信号。
图1.27 药量对比试验（井深10m），X分量原始单炮以及400～900ms时窗内的频谱
2）不同激发药量的X分量对比分析：从图1.27不同激发药量的X分量原始单炮记看，随着药量的加大，目的层转换波的能量明显增强，信噪比有所提高，面波也有所增强。0.5～1.5kg药量时，X分量记录上转换波能量明显较弱，2～3kg药量时，X分量记录上转换波能量明显较强。从不同激发药量的X分量频谱分析结果看，随着药量的加大，高频成分能量略有增强，频带变化不明显，与面波能量太强有关。
可见，药量为0.5～1.5kg的各X分量记录整体表现为能量弱、信噪比低、面波强，药量为2kg、2.5kg或3kg时，X分量记录上转换波的能量比较合适。
3）不同激发药量的Y分量对比分析：Y分量和X分量是耦合关系，从图1.28不同激发药量的Y分量原始单炮记录看，随着药量的加大，Y分量原始单炮记录能量增强、面波也随之增强。总体上转换波信噪比较低，各煤层转换波特征极不明显。
药量对比试验分析结论：药量为2kg、2.5kg或3kg时，3个分量记录上反射波和转换波的能量比较合适。
（3）井组合激发对比试验
主要在试验点3上进行了2井和3井组合激发对比试验，井间距2m，为了说明效果，和22m单井激发结果放在一起进行分析。图1.29为组合激发对比试验三分量原始单炮记录，Z,X,Y分量炮集记录图中的左、中、右分别为单井22m×2kg、3井10m×1.5kg、2井10m×2kg。可以看出井组合激发时，各分量原始记录的能量最强，面波也强；22m单深井激发时，各分量原始记录的信噪比最高，能量稍弱，面波也弱。考虑到提高转换波的品质需要尽可能衰减面波，所以最终确定选用单深井激发为主。
图1.28 药量对比试验（井深10m），X分量原始单炮以及400～900ms时窗内的频谱
图1.29 组合激发对比试验三分量原始单炮记录
（左：单井22m×2kg，中：3井10m×1.5kg，右：2井10m×2kg）
1.7.3.2 检波器埋置试验
图1.30为检波器埋置情况对比试验三分量原始单炮记录，其中Z,X,Y 3个分量炮集记录图中的左图为检波器直接插入地表，右图为检波器挖坑30cm埋置。从原始记录上看，检波器挖坑30cm埋置的效果明显较好，能量较强、信噪比较高。
图1.30 检波器埋置情况对比试验三分量原始单炮记录
（左：检波器直接插入地表，右：检波器挖坑埋置）
煤田地震资料的高分辨率处理
l 概况及处理要求
煤田高分辨率地震勘探，以煤层结构类型变化、物性变化、小构造等细小地质现象为研究对象。其特点：反射层前，频率较高，波形变化复杂，多次波，随机噪音等干扰波较多。为了获得较高分辨得地震剖面，最近石油物探局IBM系统为我们处理了一条测线，获得了较好的效果。其野外采集参数（见表），该测线曾做过常规处理（见图5）。主要处理内容是：解编、预处理、预测反褶积、一次静矫正、剩余静校正、叠加、偏移等。我们感到常规处理的剖面存在着两个方面的问题：其一是信噪比不高，其二是煤层分叉合并等地质现象造成的横向波形变化的特征不明显。经过IBM系统的高分辨率处理之后，这两方面的问题，在剖面上得到了明显的改善。
图1 地质剖面
野外资料采集参数表
该测线对应的地质剖面（图1）。第四系底界、岩浆岩顶底界及3煤层等主要目的层均能产生明显的地震反射波。由于表层一致性、大地滤波作用及各种噪音的影响，剖面的信噪比和分辨率都比较低。因此，我们要求在保证信噪比的前提下提高分辨率，做了保持振幅的高分辨率处理。
2 处理流程
高分辨率处理的目的是解决薄层的分辨问题。经过充分试验，确定了保幅高分辨率处理流程（图2）。处理流程中进行了严格的质量控制，参数的选取根据实验而定。流程中使用了两次速度分析及两次自动剩余静校正，以确保有效波的同相叠加。针对资料的具体情况，处理中特别注重干扰的压制、高频信息的恢复及振幅的相对保持。
图2 保幅高分辨率处理流程
2.1 干扰的压制
解编后，我们显示了单炮纪录，做了频谱分析。将坏道和强脉冲干扰分别采用整道和开时窗的办法剔除。对单炮中45.5Hz的谐振干扰进行了陷波处理。尽可能地压制噪音，以便保证反褶积的效果。
叠后使用了随机噪音衰减（RNA）模块。因为叠后剖面上随机干扰背景大，RNA模块可将线性同相轴和随机噪音在频率-空间域内分离，从而达到削弱随机噪音的目的，使剖面的干扰背景降低（图3a、图3b）。
图3a 未加RNA的剖面
图3b 加RNA的剖面
2.2 高频信息的恢复
流程中恢复高频信息分三步完成：
（1）反Q滤波
反Q滤波的位置放置在反褶积前。首先做Q扫描试验，Q值从20～800，最后选定了一组时变的Q值用于整条测线。使地震波由于大地吸收效应造成的高频损失在反褶积前得以补偿，为做好反褶积创造了条件。
（2）脉冲反褶积
反褶积实体高分辨率的主要手段之一，经试验选定了脉冲反褶积。其参数为1m s，160m s，一个时窗，结果使煤系地层的波形得到良好的压缩。
（3）叠后时变谱白化
时变谱白化是在规定的频带内，将输入道的振幅能量拉平到一个共同的水平。它是在时间域内做单道、时变、零相位反褶积。虽然叠前做了反Q，但经过叠加等一系列处理，会损失一定的高频信息。叠后应经一步恢复高频成分，获得了良好的效果。
在上述的高频补偿之前，均做了有效波的频率调查，只有在有效波频带内进行频率补偿，才能保证在不降低信噪比的基础上提高分辨率。
2.3 振幅的相对保持
相对于地震有效波的波长而言，煤层勘探属于薄层勘探。这就要求处理上不仅分辨率高，而且要做振幅的横向相对保持。处理中破坏振幅保真度的手段不能加，预处理中虽然加了道平衡，但整条测线只用一个因子，因而不影响振幅的相对保持。流程中，对振幅仅做了几何发散补偿和剩余振幅补偿的处理。
3 处理效果分析
这条测线的成果剖面（图4），经高分辨率保幅处理，0.5s左右3煤层反射波的视频率与未做高分辨率处理的剖面（图5）对比，由原来的50～60Hz，波形得到了压缩，同相轴的连续性改善了，信噪比也有所提高，煤系地层反射波的横向波形及能量变化较为明显。为解释人员提供了一套高分辨率的剖面。
图4 高分辨率保幅处理剖面
图5 常规处理剖面
高分辨率处理是一项细致的工作，需要处理人员与解释人员的密切配合。通过这次处理，得到几点认识：
第一，煤田资料，各项处理参数的分析和使用要尽量精细，适当的采用小时窗、短因子和小步长。
第二，反Q滤波、脉冲反褶积及时变谱白化等模块的配合使用，对高频信息的补偿有明显的效果。
第三，随即噪音衰减模块的应用，削弱了剖面上的随机干扰，提高了信噪比。
第四，煤田资料由于层位前，宜于作精细的速度扫描。若做速度谱，以提高分辨率的速度为宜。
第五，人工静校正及剩余静校正必须做好。自动剩余静校正及速度分析可以多次做，确保绝大部分剩余静校正量在1/4采样率之内。
第六，煤田的资料大都希望做横向保幅处理，这次仅做了振幅几何发散补偿和剩余振幅补偿，以后还应做表层一致性振幅补偿，以消除由于地表激发接收条件差异所造成的反射波的振幅差异。
处理过程中得到煤田物探高级工程师张威、工程师杨奎以及IBM系统高级工程师徐昕和乐金的指导，工程师曾明曾给以大力协助，在此表示衷心感谢。
（本文发表于1989年第2期《物探科技通报》）
