Q海深水长排列地震数据处理技术

在Q海深水长排列地震数据处理工作中,形成了一套有效的深水长排列地震数据处理技术,主要包括多次波压制技术、速度分析技术以及提高Q海深水成像效果的其他技术方法等等。通过系统研究和创新,进一步提升了Q海深水长排列地震数据处理水平,取得了好的效果。     

深水油气勘探开发技术

随着浅水油气勘探的普及和油气价格的不断提高，深水油气勘探开发技术越来越受到重视。本文简要地介绍了深水油气勘查中的地震勘探技术和工程调查技术，指出深水地震数据采集的技术要求和深水地震资料处理技术研究的课题以及深水工程调查使用的各种技术手段。同时，还概略地介绍了新的深水油气钻探技术和开采技术。     

深水沉积体系研究进展及其对南海北部陆坡区天然气水合物研究的启示

近年海域天然气水合物勘探和研究表明,水合物的形成、聚集和分布往往与浅层深水沉积体之间存在紧密联系,随着深水观测和钻探技术的提高以及高分辨三维地震资料的使用,深水沉积体系研究进入了一个快速发展的阶段,在水合物远景区域内对浅层深水沉积体进行精细刻画已成为海域天然气水合物勘探的热点和难点。通过分析国内外深水沉积体系研究现状,从浅层深水沉积体与海域天然气水合物的关系入手,对现有研究方法和手段、深水沉积体的发展趋势进行总结和分析,结合南海北部陆坡天然气水合物勘探研究现状和存在问题,提出应该在浅层深水沉积体发育类型和沉积背景、浅层深水沉积体的内部构成和空间分布、以及浅层深水沉积体与水合物耦合关系等三方面加强研究,以期为我国海域天然气水合物勘探和研究提供参考。     

高分辨率单道地震调查数据采集技术方法

通过系统研究单道地震数据采集技术方法,结合项目实际应用效果和海上试验结果,从震源的选择、环境背景噪声特点、接收水听器实际效果、单道地震采集系统方法改进等方面进行了分析研究.总结了一套可行的单道地震调查施工技术方法,采用一发双收双通道地震采集系统,可达到提高单道地震剖面分辨率和获得高信噪比资料的目的.     

处理解释一体化技术在琼东南盆地深水区的实践

琼东南盆地深水区具有巨大的勘探潜力,但该区地震资料大多为二维资料,且中深层资料品质普遍偏差,对评价古近系影响较大。处理解释一体化技术在琼东南盆地深水区的实践采用的方法是：以陵水凹陷为例,通过对该区地震资料的品质进行分类分析,优选出可能改善的测线进行针对目的层的试处理,对试处理结果和效果进行分析,最后进行批处理。处理解释一体化达到了提高地震资料品质,进而精细研究和评价圈闭目标直至井位研究的目的。实践表明该方法在琼东南盆地深水区的应用是成功的,对于研究陵水凹陷的内部结构和规模及其周缘的凸起结构起到了重要作用。     

深水盆地油气勘探新领域

全球海域深水区已成为油气增长的新领域。根据国内外深水油气勘探概况和我国深水盆地的油气地质条件认为，我国海域珠江口盆地珠二坳陷、琼东南盆地中央坳陷、潮汕坳陷及台西南盆地深水区、南海西南海域深水区和冲绳海槽盆地是我国海域深水盆地油气勘探的远景区。     

三步组合法衰减深水多次波

深水地震资料多次波具有能量强、周期长的特点,降低了资料的信噪比,是处理人员面临的首要问题。多次波衰减效果的好坏,直接影响着最终成像效果及后期储层反演结果的真实性。分析深水多次波的类型、成因和特征,并研究各种多次波衰减技术的优缺点和适用性,最终合理组合多方法、分步衰减多次波是关键。以南海A区深水地震资料为例,通过组合优选基于模型的SRME技术和高分辨率Radon技术进行了实际应用,并就出现的剩余多次波给予分析和改进,提出了“三步法”衰减深水多次波,应用后取得了显著的多次波衰减效果。     

海域高分辨率24道地震采集技术在渤海海峡跨海通道项目中的应用

为满足渤海海峡跨海通道地壳稳定性调查评价项目的调查要求,在渤海海峡海域进行了小道距高分辨率多道地震探测。外业采集系统主要由电火花震源、24道数字固体缆及采集系统组成,通过外业系统的试验、数据采集和外业质量监控,获得了高分辨率的地震数据,分辨率可达2.5m。结果证明,本次使用的24道高分辨率多道地震测量技术是一种适用于海域浅部地层调查和构造调查的有效的调查技术方法手段,可广泛应用于浅海工程高分辨率勘测。     

琼东南盆地L区中央峡谷沉积构型、演化及其主控因素

深水峡谷沉积构型及其演化是深水沉积研究的热点.基于琼东南盆地L区300 km2高分辨率三维地震资料,综合区域地质资料,利用地震相分析、地震属性技术,对黄流组中央峡谷沉积构型三维表征进行了分析.研究结果表明:研究区中央峡谷内部发育块体搬运沉积、重力流水道沉积、堤岸沉积、底部滞留沉积、朵体沉积、深海泥质披覆沉积6类沉积单元...     

琼东南盆地深水区古潜山裂缝性储层展布特征及有利区含油气性预测

琼东南盆地深水区松南低凸起花岗岩古潜山是南海西部重点油气勘探领域。受该区复杂地质条件与地震资料品质影响,其前古近系潜山优质储层预测与含油气性检测研究难度较大。从已钻井资料出发,结合地质地球物理资料综合分析,精细划分并评价了古潜山储层纵向有利相带,并应用蚂蚁体融合曲率体技术刻画了古潜山有利储层空间展布,有效提高了潜山裂缝性储层预测精度;同时,结合基于倒谱变换的地震纹技术,从正演模拟出发,开展了古潜山有利储层含气性分析,在研究区取得了较好的应用效果,极大地促进和推动了深水油气勘探进程。     

新世纪南黄海地震勘探成果与展望

进入21世纪后,针对南黄海海相残留盆地地震调查的难题,开展了反射特征理论模拟、采集与处理技术方法攻关与实践工作,取得了一系列的成果。介绍了南黄海地震勘探的主要进展与成果,在此基础上展望了近期的发展方向。     

深水钻井中浅水流灾害问题及其地球物理识别技术

在深水钻井中,浅水流是一种常见的地质灾害。中国正在进行深水油气勘探,十分有必要开展这方面的地质灾害研究。介绍了浅水流的形成机制及地球物理特性。目前用于识别和预测浅水流的手段有测井和反射地震两大类方法。主要介绍了几种用于参数提取的地震反演方法,如传统Dix反演、叠后振幅反演、层析反演、叠前振幅反演等。     

南海北部白云深水区水道与朵体沉积序列及演化

近年来,深水水道、朵体已成为油气勘探的重要目标,南海北部白云深水区发育大量深水水道-朵体沉积体系。研究现今陆坡深水沉积过程有助于揭示深海沉积分布、沉积演化规律。在回顾深水层序地层研究的基础上,利用近地表高分辨率三维地震资料所揭示的地震反射(下超点和上超点迁移)特征研究深水沉积序列,初步探讨不同时期深水水道-朵体体系沉积动力机制,深水水道-朵体体系具有垂向的前积、加积和退积特征,并提出一种深水水道-朵体体系沉积层序模式,低位体系域早期,发育碎屑流或滑块为主的水道-朵体体系,后期则转化为浊流为主的水道-朵体体系。在深水等时地层格架内研究现代深海沉积过程及其产物,对深水储层预测具有十分重要的意义。     

利用三维地震资料评估深水井位工程地质灾害

随着深水油气勘探开发的快速发展,因地质灾害而发生的石油钻井事故也不断增加。据统计深水钻井大约30%的花费用于解决安全事故,其中大部分用于因地质灾害而引起的安全事故。在钻探之前通过对设计井位进行井场及钻井工程地质灾害评估,找出潜在的危害钻井安全的地质因素,可以在很大程度上避免这类事故的发生。采用以油气勘探为目的的三维地震数据,经二维高分辨率处理,对尼日尔三角洲井场区及钻井过程中可能引起的工程地质灾害因素进行评估,这些因素包括海底滑坡、浅部断层、浅层气、天然气水合物、浅层高压水流、古河谷、泥穿刺与泥火山、异常高压等。研究结果表明,采用三维地震数据经二维高分辨率处理,可得到较为丰富的地质信息,可以满足深水井位对工程地质灾害评估的要求。     

深水油气田井场调查内容及方法技术研究

随着海洋油气资源开发的深入发展,我国的油气勘探开发已由浅海转向深水海域,深水井场调查是深水油气田勘探开发过程中的一个重要环节,但目前国内尚未开展此项工作,深水井场调查的内容和方法技术较浅水区相比有较大差异,难度较大。通过调研并结合以往浅水区井场调查经验,对深水井场工程地质及环境地质调查的内容和方法技术作了研究。针对深水海区地质环境条件和地质灾害因素复杂等特点,详细探讨了深水井场调查的技术难点和调查研究内容,重点介绍了深水井场调查的技术方法,特别是水下声学定位、深拖、水下机器人和深水地质取样等调查技术,以期为我国深水井场工程地质调查内容和技术方法的研究提供参考。     

气枪组合震源模拟分析及其应用

在海洋地震勘探中,气枪组合震源得到广泛应用.目前气枪组合震源通常是采用模拟技术,得到震源的远场子波后,通过评价远场子波的参数来评价震源的性能.文章对气枪组合震源性能评价标准进行了简单叙述,对采用震源模拟软件模拟一系列震源进行评价后,优选了3 000 CI,并应用于实际地震勘探中,达到勘探地质目的,取得了良好的资料.     

应用3D谱分解和相干属性刻画深水水道沉积要素，以新西兰塔纳基盆地为例

过去的几十年里,三维地震技术已经成为描述地下地层和沉积体系必不可少的工具。地震地层学和地震地貌学的快速发展大幅度提升了应用3D地震数据解释深水区沉积地层的能力。时间切片和层属性分析等技术能够增强对古地貌的解释,并且当与地层分析手段相结合时,能够对储层和盖层分布进行预测。多属性叠加技术能够进一步突出其常规技术方法容易忽视的地质现象。本文提出将频谱分解的不同组分与相干属性叠加突出深水水道沉积要素的边界和砂体分布,进而精细描述水道结构要素。通过应用该技术在研究区识别出四种沉积要素（1）点坝,（2）迁移的曲流环,（3）侵蚀水道,（4）决口。研究发现深水水道平面上从低弯曲度向高弯曲度变化。这个技术方法有助于解释人员识别复杂的沉积要素并且可以定性预测水道富砂要素,这对于勘探和开发中降低钻井风险是至关重要的。     

Fine-grained Pleistocene deepwater turbidite channel system on the slope of Qiongdongnan Basin, northern South China Sea

Recently, as oil exploitation has become focused on deepwater slope areas, more multi-channel high resolution 2D and 3D seismic data were acquired in the deepwater part of the Qiongdongnan Basin, northern South China Sea. Based on 3D seismic data and coherence time slice, RMS and 3D visualization, a series of deepwater channels were recognized on the slope that probably developed in the late Quaternary period. These channels trend SW–NE to W–E and show bifurcations, levees, meander loops and avulsions. High Amplitude Reflections (HARs), typical for channel–levee complexes, are of only minor importance and were observed in one of the channel systems. Most of the detected channels are characterized by low-amplitude reflections, and so are different from the typical coarse-grained turbidite channels that had been discovered worldwide. The absence of well data in the study area made it difficult to determine the age and lithology of these channels. Using a neighboring drill hole and published data about such depositional systems worldwide, the lithology of these channels is likely to be dominated by mudstones with interbedded thin sandstones. These channels are formed by turbidity currents originated from the little scale mountain river of mid-Vietnam in SW direction and were probably accompanied by a relative sea level drop in the last glacial age. These channels discovered on the northern South China Sea slope are likely to be fine-grained, mud-dominant and low N:G deposits in a deepwater paleogeographic setting.     

Reservoir prediction of deep-water turbidite sandstones with seismic lithofacies control —A case study in the C block of lower Congo basin

Currently, conventional forecasting methods of well-to-seismic integration are unable to identify turbidite channel sandstones due to scarcity of well data in deepwater areas, small geophysical differences between sandstones and mudstones of turbidite channels and strong sandstones heterogeneity. The reservoir prediction of deep-water turbidite channels is still a difficult issue in deep-water research. On the basis of previous studies, we propose a new technology named “reservoir prediction of deep-water turbidite sandstones with seismic lithofacies control” in view of the characteristics of deep-water turbidite sandstones. This new technology improves the reservoir prediction of complex sedimentary systems after classifying seismic lithofacies and connecting lithofacies with rock-physics. Furthermore, it can accomplish the genetic classification statistics of rock-physics, improve conversion accuracy of seismic elastic parameters/reservoir parameters and achieve the quantitative reservoir prediction under the double control of seismic geomorphology and seismic lithofacies. The C block of Lower Congo Basin is characterized by few well data, complex lithology but high resolution-seismic. We use the technology to predict the reservoirs of this area and have achieved excellent results. This has great significance for the later exploration.