吴志强 祁江豪 温珍河 张训华 邢 磊尹燕欣 骆 迪 肖国林

1.中国地质调查局青岛海洋地质研究所 2.青岛海洋科学与技术国家试点实验室海洋矿产资源评价与探测技术功能实验室3.中国海洋大学

1 研究区概况

南黄海是介于中国东部大陆和朝鲜半岛之间的半封闭式陆架海，最大水深在80 m左右。南黄海盆地是一个由奠基在扬子块体上、叠合在中—古生代海相残留盆地之上的中—新生代陆相沉积盆地（图1）[1-2]。勘探与研究成果表明，海相残留盆地分布广[3-4]，地层相对齐全、厚度大[5-6]，具有良好的油气资源前景，是我国近海海相中—古生界油气资源重要的勘探区[7-12]。

南黄海的油气勘探始于20世纪60年代，前期主要勘探目标为中—新生代陆相沉积层（上构造层），主要采用拖缆多道地震勘探方法，查明了陆相沉积盆地的分布和构造特征，在南部坳陷获得了中、下三叠统（青龙组石灰岩）和上二叠统（大隆组、龙潭组碎屑岩）的海相沉积层的有效地震反射，经钻探在中生界泰州组和新生界阜宁组见到了油气显示，但未获得工业油气突破[7,11]。进入21世纪后，受苏北盆地盐城坳陷朱家墩海相为主混源气田的发现[12-13]和四川盆地海相碳酸盐岩油气重大突破[14]的启示，南黄海盆地的油气勘探重点转移到海相中—古生界。但是，受海相中—古生界构造复杂、高速的碳酸盐岩顶界面对地震波屏蔽强烈、目标层内部反射微弱等地质地震问题的影响，目标层段地震成像模糊，常规海洋拖缆多道地震勘探方法不适宜的问题突出，成为制约海相油气勘探进程的主要瓶颈[15-19]。因此，开展南黄海海相中—古生界油气地震勘探技术攻关，形成针对性的地震资料采集、处理与解释系列关键技术，突破制约中—古生界地震成像品质的技术瓶颈，推进南黄海海相中—古生界油气勘探的进程，具有重大的科学和现实意义。

针对南黄海海相地质地震条件[18-19]和勘探关键技术难题，勘探工作者进行了攻关研究和试验工作。吴志强[18]依据南黄海盆地的岩石地球物理特征，进行了地震反射机理研究，分析了拖缆地震勘探的技术难点，提出了大容量激发震源、长排列接收的地震采集方法，以充分利用碳酸岩地层广角反射特征。中海石油（中国）有限公司上海分公司，针对浅层强界面屏蔽、目标层内部界面反射弱、地震成像品质差等问题，进行了地震反射模拟[19]和拖缆地震双检采集[20]，并开展了大震源、长缆深沉放的地震采集技术攻关试验[20]和上下源宽线地震采集新技术试验[21]。试验结果证明，增加枪阵容量和沉放深度，增大了向深部目标层传播的低频地震分量，上下源组合激发增强了地震波场穿透能力，拓宽了地震数据频带，双缆宽线观测系统使地震射线覆盖次数成倍提高，地震剖面成像品质得到了明显提高。耿建华等[22]通过对地震地质模型的模拟采集数据成像处理发现，在南黄海地区，地震叠加方法虽然在一定程度上能够压制多次波，但难以对复杂的海相构造进行成像，叠前深度偏移方法能够使其基本成像，而叠前逆时深度偏移方法可以做到精确成像。

图1 南黄海陆相盆地分布及区域大地构造位置图

2005年开始，青岛海洋地质研究所组织开展了南黄海海相油气地震勘探技术方法攻关研究和试验工作，形成了针对复杂构造、强反射界面下弱反射目标层的立体震源+宽线地震采集关键技术[23-28]、广角反射各向异性速度分析与高精度动校正技术[28-29]，实现了对强反射界面下“成像模糊区”的清晰成像，有效提高地震资料的成像品质；针对在缺乏钻井资料约束的复杂构造区域地震资料解释标定与对比追踪及储层预测困难的问题，研发了匹配追踪频谱差异分析方法，实现了缺乏井控资料的勘探新区地震层位对比追踪与储层预测，提出了南黄海盆地中部隆起以探查南黄海海相中—古生界为目标的首口科学钻探井位（CSDP-2井）建议并得到实施[30-31]，先后钻遇第四系、新近系、下三叠统、二叠系、石炭系、泥盆系和下志留统，结束了中部隆起海相地层赋存长期争论的局面，在钻遇的海相中—古生界中发现油气显示共62处[7-8,10,31]，此次油气显示在南黄海中、古生界碳酸盐岩中尚属首次发现，揭示了南黄海海相中、古生界油气勘探的巨大潜力[11]。本文总结了近年来作者团队在南黄海海相油气地震勘探技术攻关与实践方面取得的主要成果和应用效果，以期为该区的下一步地震勘探提供技术支撑，助力该地区油气的勘探开发。

2 地震关键问题与技术思路

2.1 关键问题

2.1.1 地震地质条件复杂

南黄海盆地为古生界、中生界、新生界叠合盆地，在漫长的地质演化过程中受到了多期次构造运动的改造，地层叠置与逆掩断裂发育，造就了该区复杂的构造格局，使地震波传播路径复杂多变，偏离了建立在水平层状连续介质的地震勘探理论基础，造成了中—古生界地震成像品质差、地震解释多解性等问题突出[18-25]。

2.1.2 海相目标层地震反射信号微弱

南黄海陆相盆地叠置在中—古生代海相残留盆地之上，分界面为速度突变（强反射）界面，特别是在中部隆起区，速度低于2 500 m/s；新生界直接覆盖在速度大于5 000 m/s的三叠系青龙组石灰岩上，界面的反射系数达到0.5左右，对地震波起到了强烈的屏蔽作用，只有不到10%能量的地震波透过界面向下传播[18-25]，造成勘探目标层的地震反射波组连续性差、信噪比低。

2.1.3 钻井、测井资料缺乏

在面积达30×104km2的南黄海海域，共实施了30口油气探井，其中只有7口钻遇海相中—古生界地层[32]，录井与测井资料的缺乏，使得对目标层的地球物理特征研究难以深入，地震资料解释缺乏井孔资料的标定，地震储层预测与油气识别的约束条件不足等问题突出，精度难以有效保障。因此，南黄海中—古生界地震勘探，首先要进行采集技术的攻关，尽力提高原始地震资料的反射能量和信噪比；同时加大地震处理攻关力度，提高地震资料的信噪比和成像品质。

2.2 技术思路和对策

2.2.1 采用地震地质模型的正演模拟理论方法，分析海相目标层的地震反射特征

在收集分析南黄海已有的测井资料和苏北盆地海相地层物性资料的基础上，构建了海相沉积层地震地质模型，进行地震波场的数值模拟与物理实验模拟工作，分析海相沉积层的地震反射特征，提出了长排列广角地震采集是提高海相目标层地震反射能量的有效途径的新认识[7,18,33]。

2.2.2 采用立体地震勘探观测方法，提高海相目标层的地震反射能量

以提高激发地震波的穿透能力为目标，研发了立体枪阵延迟激发技术，改善了枪阵的低频能量分布[26-27]；提出了拖缆立体宽线的地震观测系统，增加了地震射线的覆盖次数[25]；集合形成了海洋拖缆立体地震采集系统，既获得了海相目标层低频反射信号，也保护了浅部地震分辨力。

2.2.3 研究基于立体地震广角反射信号的地震成像技术方法与流程

针对立体地震资料特点，重点研究数据融合技术，实现对宽线数据中侧向干扰的压制和数据有机融合；根据广角反射信号中存在的速度各项异性特性，研究各项异性参数提取与叠前偏移成像技术[28-29]，达到对强能量广角反射信号的有效成像。

2.2.4 研究无井标定的地震解释方法与储层预测技术，实现对地震剖面的精确解释和储层的有效预测

针对构造复杂、缺乏钻井资料约束，地震资料解释多解性强的问题，基于地震波的运动学、动力学特征，研究多地震属性参量的对比解释技术和匹配追踪频谱差异分析储层预测技术，实现地震剖面的精确解释与储层地震预测。

3 地震关键技术突破

3.1 立体地震资料采集技术

针对强反射界面引起的地震波透射能量弱，目标层埋深大，引起的地震波传播路径长、能量衰减严重的勘探难题，增加气枪阵列容量，提高震源激发能量已成为共识[19-21,24-28,32]。南黄海地震资料采集存在的困难主要是，沉放在一定深度平面排列气枪阵列震源与电缆，均对地震波的低频与高频信号造成了压制[21]，而低频地震信号具有抗散射能力强、衰减慢、穿透能力大和传播距离远的特点[34]，因此着力提高低频信号能量，同时避免传统的大沉放深度在提高低频信号能量同时压制高频信号的缺陷，是地震资料采集首先要解决的问题。

海上地震勘探使用的气枪阵列震源，是有多条不同容量的气枪按照一定间距排列组成子阵，再由两个以上的子阵按照一定的横向间距组成一个完整的枪阵。常规的枪阵将子阵以相同的深度沉放海水中，这样既保证了激发能量的有效输出，也保证了子阵激发地震波的同相叠加。但是，由于枪阵沉放在海平面以下产生的虚反射压制了低频信号和高频信号，沉放深度大、有利于低频信号传播，但压制了高频信号，并造成低频能量分布不均匀。枪阵沉放深度小，有利于高频信号传播，但对低频信号压制强烈。

针对震源虚反射的特点，改进了枪阵的组合方式，将子阵平面布放改为沉放不同深度布放，并采用从沉放最浅的子阵开始，顺序地延迟触发各子阵的方法，形成了立体枪阵延迟触发震源[24,27]。与传统的平面组合枪阵相比，立体枪阵延迟触发震源在实现下传地震波能量同步叠加的同时，分散了水体虚反射能量，由此提高了激发信号在低频和高频段的能量，并使得其频谱曲线更加平坦，地震波能量分布更加均匀（图2）。海上试验结果表明（图3），利用立体枪阵激发技术，突破强反射界面（T8反射界面）的屏蔽作用，获得了强反射界面海相地层的有效反射成像。

图2 立体气枪阵列组合方式（a）与远场子波频谱（b）图（1 bar=1.02 kg/cm2）

图3 中部隆起立体枪阵采集（a）与常规采集（b）成像效果对比图

从图3可以看出，海相构造复杂、地层横向变化大，二维拖缆地震采集面临着不能侧面反射信号定位并确定横向变化特征的难题，三维地震勘探虽然能够解决该问题，但由于费用高昂，在勘探早期难以大区域应用。为此，提出了海洋立体宽线（Marine Tridimensional Wide Line，简称MTWL）地震采集技术。该技术将海洋上下缆[35]和陆地二维宽线[36]采集技术有机结合在一起，将两条以上电缆平行展开并沉放在不同的深度上（图4），形成立体三维空间观测系统，根据电缆数量的不同，可以设计成正方形、长方形（图4A）、梯形（图4D）和斜面形（图4C）、三角形（图4B）等立体宽线观测系统[7,25]。该方法施工简便、单位采集成本相对较低。由于其能够获得地震波在复杂构造传播过程中的横向变化信息，且电缆沉放在不同的深度上，有效地拓宽地震信号的频带宽带，地震叠加也得到了成倍地增加。采集试验表明，它能够有效获取来自于深层的低频信号，具有地震频带宽、噪音压制能力强、成像精度和信噪比高等优点，可以在南黄海海相复杂构造油气地震勘探中发挥作用[21]。

图4 立体宽线观测系统示意图

将立体枪阵与立体宽线技术结合在一起，形成了立体地震勘探技术。在进行立体地震资料采集时，采用长排列广角反射地震观测系统，以提高海相沉积层的地震反射信号能。

3.2 地震成像处理组合配套技术

南黄海海相目标层内幕反射微弱是影响成像品质的震源因素，而广角地震是获得强反射界面下弱反射信号的有效途径[37-38]。根据地震地质模型模拟的主要地层界面的AVA特征上可以看出：入射角小于45°时，海相地层界面反射波能量微弱，入射角大于45°后，振幅明显增强（图5），说明利用远偏移距数据能够提高海相地层界面的反射能量，进而改善成像精度。

图5 中部隆起AVA响应（a）与速度模型（b）模拟及反射振幅随偏移距变化曲线（c）图

地震成像处理的第一个困难。目前，南黄海地震勘探的排列长度达到了8 000 m以上，在中部隆起上能够获得埋深不超过4 000 m的目标层的广角反射信号。但是，广角反射波所在的时空区域也是强能量直达波、折射波等线性干扰最发育的区域，需要采用针对性的处理方法，将广角反射信号与干扰信号有效分离。

地震成像处理的第二个难题。南黄海海相地层非均质性强、速度各向异性特征突出，引起大偏移距地震波的旅行时偏离双曲线关系，常规各向同性偏移成像方法不仅会导致成像位置误差，也会影响地震偏移成像质量，只有采用各向异性叠前时间偏移技术，才能取得较好的成像效果[39]。

地震成像处理的第三个难题。采用立体地震采集的地震原始资料，两条电缆横向排开并沉放在不同的深度上，电缆在被拖曳的过程中的拉伸量是不一致的，如果不进行校正，融合处理过程中会引进误差干扰。因此，需要对数据进行规则化处理，重新排列个接收道的位置关系，消除位置不一致带来误差的误差干扰。

针对立体采集数据的规则化处理的要求，重点进行了空间位置、振幅、频率和到时差异校正处理。首先针对不同电缆拉伸量和羽角差异，采用网格化面元的处理方法，按着地震道在面元中的分布进行插值和重排，以消除不同电缆中的地震道之间的位置不一致的误差。

由于电缆沉放深度不同，接收点的虚反射干扰存在差异，造成不同电缆接收在地震波振幅和频率上的差异，在合并处理需要予以消除。首先，对不同的电缆数据分布进行远场子波处理[27-28]，以压制虚反射并实现地震信号的零相位；然后，再利用地表一致性振幅补偿消除由于接收点深度差异造成的地震波能量差异。

考虑到不同电缆的横向位置不同，沉放深度不同，在校正电缆沉放深度差异造成的系统性的时差后，还要考虑由海水温度、波浪等引起地震道的微小的剩余时差。在叠前地震道集上，采用剩余静校正的方法，实现剩余时差的校正。

为了提取与净化处理广角反射信号，首先根据线性干扰波与有效波在视速度、空间位置和能量上的差异，综合采用斜率法、最小平方法和高精度拉冬变换处理技术方法，在不同的时空域中识别出线性干扰并从原始数据中滤除[27-28]，同时也保护了有效信号不受切除和改造，突出了远偏移距道上低频、强能量的反射信息（图6）。

众所周知，地层中速度各项异性普遍存在，会造成大偏移距反射波特别是广角反射波的时距曲线偏离双曲线时距方程，导致常规成像处理方法不能对大偏移距反射波准确归位成像。为此，需要采用基于速度各项异性的叠前时间偏移方法，实现对广角反射波的有效成像。

研究认为，各向异性叠前时间偏移成像处理的优劣取决于各向异性参数分析和速度提取的精度[39]。目前多采用Alkhalifah公式[40]描述岩石的各项异性，它主要包括各项同性的均方根速度（Vrms）和等效各向异性参数η，Tsvankin等[41]给出了η与无量纲的各项异性参数ε、δ之间关系。这些参数分析一般采用岩石样本测试或理论数值模拟方法，岩石样本测试分析结果直接、可靠，但由于钻井少等因素导致缺乏测试样品，该方法无用武之地，理论数值模拟计算成为唯一的选择。为此，采用基于多道地震（MCS）、垂直地震剖面（VSP）和测井（LOG）资料进行地层各向异性参数的计算方法[29]，求取了南黄海沉积岩的各项异性参数（表1）。

图6 高精度拉冬变换剔除折射波效果对比图

从对地质地震模型和实际资料的各向异性特征分析可以看出，从新生代到古生代沉积层均存在速度各向异性特征，它可以对地震资料解释造成5%～10%的深度转换误差，同时也影响地震波组成像精度、分辨率和信噪比。

与叠后偏移相比，叠前偏移对偏移速度更为敏感,速度分析精度直接决定了叠前时间偏移的效果。根据南黄海地震资料特征，采用了基于迭代修正的速度分析技术和各向异性弯曲射线偏移成像处理，实现了广角反射波的有效成像。

表1 南黄海沉积岩各向异性参数分析表

4 应用效果

通过海相油气地震勘探关键技术的攻关与海上试验，提高了南黄海海相目标层地震成像品质，获得了突破性的勘探成果。

4.1 获得了海相目标层的有效反射信号

2012年，采用立体气枪阵列震源延迟触发技术，开展了地震资料采集工作。根据地震勘探船“发现二号”的枪阵装备特点，设计了由4个容量1 260 in3（1 in=2.54 cm）子阵组成的总容量5 040 in3、子阵沉放深度差异3 m的立体枪阵，并通过远场子波理论模拟和海上试验，优选出子阵列沉放10～7～7～10 m的“正梯形”立体枪阵组合进行地震资料采集工作，采集中采用接收参数为：排列长度8 100 m，道间距12.5 m，炮间距37.5 m，覆盖次数108次，电缆沉放深度12 m。

图7为对北部坳陷一条南北向地震测线采用立体地震采集试验与前期采用常规枪阵采集的地震资料叠前时间偏移成像处理剖面的效果对比。从中可以看出，常规枪阵采集只能得到T8反射界面之上的陆相沉积层的有效成像，且信噪比较低、视分辨率较差。在采用立体地震勘探技术后，不但获得了信噪比和分辨率较高的陆相沉积层的成像，首次获得了T8反射界面之下海相目标层的清晰有效成像，为重新评价北部坳陷油气资源前景奠定了良好的基础。

4.2 提交了中部隆起科学钻探井位，获得了海相油气显示

2014年，青岛海洋地质研究所 “大陆架科学钻探”项目组，在南黄海中部隆起上实施科学钻探，目的是探查中部隆起中—古生代地层属性、地质结构和油气地质条件，解决制约油气勘查长期悬而未决的海相残留盆地的地层属性问题，同时为区域地质、海陆演化与海相油气资源前景研究和评价提供基础资料[31]。

图7 立体地震采集（a）与常规地震采集（b）的资料成像效果对比图

该科学钻探井为南黄海中部隆起上的第一口钻井，在钻探井位选址前，首先对中部隆起上的地震资料进行了基于广角反射的各项异性叠前时间偏移成像处理，海相沉积层的成像品质得到了较大的提高。针对南黄海海相构造复杂，地震层位解释缺乏钻井资料标定的问题，根据海相地层的地震反射波组的属性特征[42]，采用基于子空间学习的地震多属性地质自动解释技术，优选均方根振幅、平均绝对值振幅、主频、弧长、瞬时频率、瞬时相位及平均反射强度等属性参数，进行了地震层位横向追踪与对比解释，追踪对比了T9、T10、T11等反射波组，并划分了SQ1、SQ2和SQ3共3个海相地震层序（图8）。

对划分的海相地震层序，采用区域地质对比、地震地层学分析和地震属性分析相结合方法，对中部隆起的地层岩性组合进行预测。结果表明，中部隆起新生界主要为第四系和新近系，缺失陆相古近系和中生界白垩系、侏罗系；SQ1层序总体表现为弱反射振幅或空白反射、低—中频、连续性差，预测为三叠系青龙组；SQ2层序总体表现为砂、泥岩互层的反射特征，中等振幅、中—低频，平行—近平行较密集反射，连续性较好—一般，预测为二叠系海相碎屑岩；SQ3层序总体表现不一，既有振幅中—弱的杂乱反射特征，也有强—弱振幅相间、连续性一般但波形横向相对稳定的反射特征，预测岩性组合为下二叠系—石炭系的石灰岩、泥盆系致密砂岩，其沉积环境变化较大，既有水动力较强的台地前缘斜坡沉积，也有较稳定的碳酸盐岩开阔台地沉积。

地震多属性层位自动追踪解释技术和基于频谱分解的储层预测与油气识别技术，实现了对地震层位的准确快速解释和油气预测，为科学钻探的钻前预测提供了有力支撑。

在缺乏钻井约束的区域进行地震资料解释，仅依靠地震反射波组特征对比追踪地震层位，不仅效率低，而且解释精度也无法保证。地震反射记录包含了大量地震波运动学和动力学属性信息，不同的地层组合具有各自不同的地震属性特征，通过地震多属性分析，能够将丰富地震属性信息向地质信息转换并预测于推断沉积层序。由于地震属性个数较多，模式识别方法成为地震自动解释的有力工具。

图8 XQ09-2测线过CSDP-2井处剖面地震解释图

由于钻井和测井资料的缺失，样本选择缺乏参考和依据，而样本选择的正确性关系到地震多属性自动解释的精度。为此，样本的选择与确定采用海陆对比与坳陷隆起对比的方法进行。首先，在盆地的坳陷区内选择过井地震剖面，根据已有钻遇海相三叠系—石炭系与地震波组标定关系，制作合成地震记录，与地震剖面联合提取三叠系—石炭系的地震反射属性特征参数，建立学习样本。由于石炭系以下地层没有钻井资料，采用与南黄海盆地属于同一构造背景的苏北盆地的测井资料，制作合成地震记录，提取三叠系—石炭系的地震反射属性特征参数，建立学习样本[42]。

地震储层预测是钻前预测的主要内容之一，传统的地震储层预测方法大多是基于测井约束进行的，由于南黄海绝大部分区域缺乏海相地层的测井资料，需要寻找不依赖测井的海相储层地震预测方法。研究和勘探实践表明，地震波在致密岩石的地层中吸收与衰减较弱，当岩石中孔隙发育并含有油气时，对地震波特别是高频地震波的吸收衰减增强[43]，为利用地震波频谱特征进行储层预测和识别油气提供了依据。

基于频谱分解与匹配追踪油气分析预测方法，是一种具有较高时频分辨率的匹配追踪分解方法[44]，它可以更好的描述时变信号的时频特征，具有较高时频分辨率和抗干扰能力。采用匹配追踪频谱分析方法，提取单频、多频、有限频带和全频带等多种频率域敏感属性，用以描述反射波频谱特征的变化，借以表征薄储层及其含油气性的频谱属性差异，分析这些属性对流体的反应特点，利用地震高低频反射波信息的有效频带的分析推测储层含油气敏感程度，为钻探提供预测成果。

图9-a为XQ09-2线总反射能量剖面，T8反射界面为高波阻抗界面，呈现能量强、连续性好的特征，其下主要呈现中—弱的反射能量，说明海相沉积层岩石物性差异较小，储层物性较差；在CDP1 300～1 900的7.5 km长的线段上，于800 ms附近和1 150 ms附近分别存在能量异常点，横向延续较短，表明此处的物性与围岩的差异较明显。图9-b为瞬时频宽差异剖面，两个异常段呈现较窄的频带宽度，说明这两处异常的高频能量受到较大的吸收和衰减，高频的衰减代表此处岩石存在孔隙的可能性较大，并且孔隙中含有流体成分。

图9 过CSDP-2井处地震属性分析剖面图

基于以上研究成果，选定了科学钻探CSDP-2井位置（图9），预测了地层界面埋藏深度和岩性，提出了在井深（海底起算）840 m和1 710 m附近井段岩层的孔、缝相对发育，孔隙中含有流体成分的新认识。

从2015年3月开始，使用“探海1号”钻井平台实施CSDP-2井全取心科学钻探，于2016年9月底钻至2 843.4 m（钻盘面起算，钻盘面距海底33.3 m）完钻。通过对古生物化石、岩性的鉴定认为，从上至下钻遇地层为第四系—新近系、下三叠统青龙组、二叠系大隆组、龙潭组、孤峰组和栖霞组，石炭系船山组、黄龙组和高骊山组，泥盆系五通组，志留系坟头组和高家边组；自印支面之下钻遇三叠纪青龙组，井底部为晚奥陶世—早志留世高家边组，除加里东面之外，无明显地层缺失和倒置，与钻前预测的结果基本吻合，结束了关于中部隆起海相地层分布的争论[32,45]。在钻探过程中，发现油气显示共62处，其中富含油10处、油浸37处、气测高幅异常段5处，在833～843 m井段的大隆组的泥质灰岩裂隙中发现油迹，气测录井显示全烃体积浓度最大超过0.3%，荧光分析显示为“油迹～油浸”[7-8,10,31-32,45]；在井深1 650 m的二叠系栖霞组中发现孔隙度较高的储层，与钻前储层地震预测的结果相吻合。这些油气成果被认为是南黄海中—古生界海相地层中油气显示发现的首次[11]，极大地坚定了南黄海海相中—古生界油气勘探的信心和决心。

5 结论

1）南黄海海相残余地层厚度大、构造复杂、层间物性差异小，地震反射振幅微弱，原始地震资料品质差，常规地震勘探方法不能完全适应这种复杂的地震地质条件，创新改进南黄海海相油气地震勘探方法，探索针对性强的地震资料采集与处理技术，是提高海相地震资料成像品质的有效途径。

2）采用长排列拖缆接收广角反射地震信号，能够显著提高海相沉积层内部界面的地震反射能量；立体枪阵延迟激发震源有效降低了虚反射对地震波低频与高频信号的压制作用，提升了地震波的穿透能力；立体宽线地震观测系统在拓宽地震频带、成倍提高地震射线覆盖次数的同时，还得到了侧面干扰波的横向变化规律，为提高地震反射信号信噪比和成像精度奠定了良好的基础。

3）基于立体接收点空间位置、地震波振幅、频率和到时差异校正的数据合并技术，实现了立体地震数据的有机融合；采用广角反射波信号提取与速度各项异性叠前时间偏移技术，实现了对广角反射波的有效利用，获得了强反射界面下“成像模糊区”的清晰成像。

4）上述成果在大陆架科学钻探CSDP-2井的成功应用表明，南黄海海相中—古生界地震资料采集、处理与解释技术攻关取得了较大进展，海相沉积层的地震成像精度得到了较大的提高，但复杂构造区的弱反射目标层的成像品质还待进一步提高，采集和处理技术方法上还待进一步改进。