井中地震粘声逆时偏移成像影响因素分析

doi:10.11720/wtyht.2022.1307

井中地震粘声逆时偏移成像影响因素分析

杨宏伟¹, 王霁川², 孔庆丰¹, 谷丙洛², 孙卫国¹, 李振春²

1.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司物探研究院,山东东营 257022

2.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院,山东青岛 266580

An analysis of influencing factors of visco-acoustic reverse time migration imaging in borehole seismic

YANG Hong-Wei¹, WANG Ji-Chuan², KONG Qing-Feng¹, GU Bing-Luo², SUN Wei-Guo¹, LI Zhen-Chun²

1. Geophysical Research Institute of Shengli Oilfield Branch,China Petroleum & Chemical Corporation,Dongying 257022,China

2. School of Geosciences,China University of Petroleum(East China),Qingdao 266580,China

通讯作者: 王霁川(1995-),男,硕士,从事地震波传播及逆时偏移成像方法研究工作。Email:wang-ji-chuan@foxmail.com

责任编辑: 叶佩

收稿日期: 2021-08-13 修回日期: 2022-03-24

基金资助:

国家自然科学基金项目(42004093)

Received: 2021-08-13 Revised: 2022-03-24

作者简介 About authors

杨宏伟(1967-),男,博士,高级工程师,现主要从事综合解释及油藏建模研究工作。

摘要

当前油气勘探目标已由简单构造油气藏转向深层复杂构造油气藏,其具有的储层薄、分布广、赋存状态隐蔽等特点对地震偏移成像技术提出了巨大挑战。与地面地震相比,井中地震震源位于井中,靠近目的层,且波场少一次经过低降速带,因此理论上具有资料信噪比高、储层识别力强等优点,能够实现井周储层精细成像的目的。然而,井中地震特殊的观测方式使得成熟的地面地震成像技术难以直接应用。此外,井中地震震源能量弱,地层的吸收衰减效应的影响强于地面地震。因此,需要发展针对性的井中地震偏移成像方法。鉴于上述因素,本文将粘声逆时偏移成像方法应用至井中地震,通过模型试算探讨多种因素对井中地震偏移成像效果的影响,为井中地震技术在实际中的应用提供理论支持和技术指导。

关键词： 井中地震; 分数阶粘声波动方程; 吸收补偿; 粘声逆时偏移

Abstract

At present,the targets of oil and gas exploration have transformed from simple structural oil and gas reservoirs into deep complex structural oil and gas reservoirs.The small thickness,wide distribution,and hidden occurrence state of the reservoirs pose great challenges to seismic migration imaging technology.Compared with ground seismic,the seismic sources of the borehole seismic are located in wells and close to target layers.Meanwhile,the times that wave field induced by the borehole seismic passes through the low-velocity zone reduce by one.Therefore,the borehole seismic has the advantages of high signal-to-noise ratio (SNR) of data and strong reservoir identification in theory and thus can serve the purpose of the fine imaging of the reservoirs around wells.However,the special observation method makes it difficult to directly apply mature ground seismic imaging technology to the borehole seismic.In addition,due to the weak source energy of the borehole seismic,the formation absorption attenuation effect produces stronger impacts on the borehole seismic than on the ground seismic.Therefore,it is necessary to develop a targeted migration imaging method for borehole seismic.This study applied the visco-acoustic reverse-time migration imaging method to the borehole seismic and discussed the influence of various factors on the migration imaging effect of borehole seismic through model calculation,aiming to provide theoretical and technical support for the practical application of borehole seismic technology.

Keywords： borehole seismic; fractional visco-acoustic wave equation; absorption compensation; visco-acoustic reverse time migration

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本文引用格式

杨宏伟, 王霁川, 孔庆丰, 谷丙洛, 孙卫国, 李振春. 井中地震粘声逆时偏移成像影响因素分析[J]. 物探与化探, 2022, 46(4): 877-886 doi:10.11720/wtyht.2022.1307

YANG Hong-Wei, WANG Ji-Chuan, KONG Qing-Feng, GU Bing-Luo, SUN Wei-Guo, LI Zhen-Chun. An analysis of influencing factors of visco-acoustic reverse time migration imaging in borehole seismic[J]. Geophysical and Geochemical Exploration, 2022, 46(4): 877-886 doi:10.11720/wtyht.2022.1307

0 引言

地震勘探技术作为寻找油气藏的重要手段,已经广泛应用于生产实际中。但随着地震勘探的需求不断提高,构造简单易于探测的油气藏逐步减少,取而代之的是一些深层特殊地质体下的复杂、精细构造油气藏,勘探目标日趋复杂^[1]。复杂构造油气藏具有储层薄、分布广、赋存状态隐蔽等特点,对储层内部小构造的高精度成像有重大需求,这对地面地震勘探技术提出了挑战。井中地震勘探技术是在传统的地面地震勘探和VSP勘探的基础上发展起来的一门新技术。不同于地面地震技术和VSP技术,井中地震采用井中激发地面接收的方式进行观测。震源位置靠近目的层,且波场减少了一次经过浅层降速带,采集信号信噪比高,对储层识别能力强,可以对井周构造进行高精度成像,弥补了常规地面地震在深层复杂油气藏勘探及井周小构造成像效果不理想的现象,是一种新型物探方法。因此,发展井中地震对当前深层复杂油气藏勘探开发至关重要。

井中地震技术起源于随钻井中地震,即依靠随钻地震的思想,利用钻头的振动作为震源进行井地观测^[2],基于该思想国内外很多学者都做了相关研究。Deily等^[3]研发了一种记录仪器,可以在实际钻井条件下测量和记录钻柱中任意位置的力和运动。Squire和Alsup^[4]提出了可以处理具有大时间带宽积复杂信号的线性横向滤波器。Haldorse等^[5]提出了一种提取钻头地震子波和反卷积算法,该方法在信噪比低的情况下也可获得较好成像剖面。方家福^[6]首次介绍了随钻地震的概念,并对其优势进行了相关介绍。杨微^[7]对随钻地震的信号检测方法进行了研究,重新设计了野外随钻地震的观测模式。吕海川等^[8]对随钻地震的波场特征及随钻地震的技术特点进行了分析。

随钻地震因探测深度有限,难以满足深层复杂油气藏精细勘探的需求,随之发展了爆震井中地震技术,即本文所研究的井中激发地面接收技术。对于井中地震技术,其波场仅经过浅层低降速带一次,能量损耗少,不包含面波,使得地震数据具有较高的分辨率。此外,该观测系统能够适应检波器的任意排列,减少面元数据体丢失,有利于构造的精细成像。Liang等^[9]阐述了井中地震资料在逆时偏移方法中的主要处理步骤。许多学者还将爆震井中地震应用在波场模拟及成像方面,胡建平^[10]应用渐近射线理论制作了变偏移距射线模型,并实现了波场数值模拟。朱龙生^[11]对井中地震技术进行了多方位角的层析成像研究,提出了新的表层速度求解方法,完善了多方位角情况下的数据采集和观察系统布置方案。胡明顺^[12]将井中地震技术应用到煤层气储层这一特殊的地质构造上,系统地分析了煤层气井中地震勘探的相关特点,并提出了基于RVSP-CDP道集抽取的RVSP完全等效地面处理成像新方法。结合井中地震资料的优点,金红娣^[13]应用等效地面处理方法有效地提高了叠加剖面的信噪比。张辉^[14]对碳酸盐岩地区进行井中地震勘探研究,并基于空腔震源激发理论对波场特征进行了研究,同时对五轮山地区的资料进行了实际测试。Hu等^[15]对喀斯特地貌地区的煤田应用井中地震进行多井联采研究。

井中地震技术具有独特的观测方式,其震源和检波器的布置与地面地震不同,这使得地震波的传播路径与地面地震存在较大差异,因此对于井中地震,不能直接套用相对成熟的地面地震成像流程^[16-17]。此外,井中激发地震波需要考虑实际情况,为保护井壁,震源能量较小,使得信号能量弱。地层的粘滞效应造成地震信号的高频成分被严重吸收,相比于地面地震,井中地震吸收衰减的影响更为严重,有效信号更加微弱,因此对于井中地震应需研究新的针对性成像方法。井中地震技术主要目的是对深层复杂构造进行井周区域精细成像,而逆时偏移在复杂构造偏移成像方面具有显著优势,鉴于上述原因,发展针对井中地震资料的粘声逆时偏移成像方法是实现井中地震数据高质量成像的首选。本文应用BP气云模型进行数值试验,通过多组实验分析讨论了炮数、炮间距、井位、多井联采等因素对成像结果的影响,为井中地震技术在实际中的应用提供理论支持和技术指导。

1 井中地震的特征

井中地震观测方式如图1所示,其震源排列布置于井中,检波器布置于地表,是一种井中激发、地面接收的新型物探方法,在井中地震数据采集过程中,地震波仅经过了一次低降速带。与常规地面地震相比,井中地震存在诸多优点:地面没有炮点干扰,可以大范围布置检波器,更容易实现大面积高密度采集;采用规则化观测系统在地面布置检波器,可降低面元数据体丢失的风险,便于在采集区域获得更丰富的有效信息;由于炮点位于井中,地震波仅经过低降速带一次,降低了能量衰减,同时避免了面波的产生;震源靠近目的层,地震波传播距离更短,有助于采集更高分辨率及信噪比的地震信号,可更好地对井筒附近构造进行精细成像。

图1

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图1 二维井中地震观测系统示意

Fig.1 Schematic diagram of 2D borehole seismic observation system

基于检波点分布的不同,常用的三维井中地震观测系统^[18-19]有线性观测系统、环形观测系统和放射状观测系统,如图2 所示。线性观测系统的检波器布置方式与传统地面地震类似,均是在地面横向、纵向均匀布置多条检波线。环形观测系统的检波器在以井点为圆心的多个圆周上分布,每个圆周上检波点据井口的距离不固定,但相对于井都处于不同方位。放射状观测系统在地面布置多条呈辐射状的直测线,相邻测线夹角相等,井位于测线交点处,检波器呈放射状在测线上等间距排布。

图2

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图2 井中三维观测系统示意

Fig.2 Schematic diagram of 3D borehole seismic observation system

2 粘声逆时偏移成像原理

2.1 分数阶粘声波方程

在地震勘探领域,介质的衰减特性通常被认为与频率呈线性关系。因此,在地震资料频带范围内,可以假定Q与频率无关,也就是所说的常Q模型。基于此假设,Kjartansson^[20]推导了常Q模型的速度相位频散和衰减关系:

(1)

c_{p} = c_{0} {(\frac{ω}{ω_{0}})}^{γ},

(2)

α = t a n (\frac{π γ}{2}) \frac{ω}{c_{p}},

式中:ω₀是参考角频率;ω是角频率;c₀是在参考角频率对应的声波速度;c_p是声波速度;γ=tan^-1(1/Q)/π,是无量纲参数;α是衰减因子。基于上述常Q频散关系,Zhu和Harris^[21]推导了时间域分数阶粘声波方程:

(3)

\frac{1}{c^{2}} \frac{\partial^{2} p}{\partial t^{2}} = η (- \nabla^{2})^{γ + 1} p + γ \frac{\partial}{\partial t} (- \nabla^{2})^{γ + 1 / 2} p,

其中:

(4)

\begin{array}{l} η = - c_{0}^{2 γ} ω_{0}^{- 2 γ} c o s (π γ), \\ τ = - c_{0}^{2 γ - 1} ω_{0}^{- 2 γ} s i n (π γ) 。 \end{array}

式中:p是地震波场,∇²是拉普拉斯算子,c²= $c_{0}^{2}$ cos²(πγ/2)。

为了便于实现基于上述波方程的粘声逆时偏移,本文使用统一的粘声波方程进行波场的正向延拓和反向延拓,具体如下:

(5)

\begin{array}{l} \frac{1}{c^{2}} \frac{\partial^{2} p}{\partial t^{2}} = \nabla^{2} p + β_{1} [η (- \nabla^{2})^{γ + 1} - \nabla^{2}] p + \\ β_{2} τ \frac{\partial}{\partial t} (- \nabla^{2})^{γ + 1 / 2} p, \end{array}

式(5)右端第二项和第三项分别表示相位频散和振幅衰减,其中,β₁可以取1和0,β₂可以取1,0和-1。对于相位频散项,β₁=1表示包含相位频散,β₁=0表示无相位频散。对于振幅衰减项,β₂=1表示振幅衰减,β₂=0表示无振幅衰减,β₂=-1表示振幅衰减补偿。

基于上述分析,Q补偿逆时偏移需包含相位频散项,而且需对振幅衰减进行补偿,也即β₁=1,β₂=-1,则式(5)可重写为:

(6)

\begin{array}{l} \frac{1}{c^{2}} \frac{\partial^{2} p}{\partial t^{2}} = \nabla^{2} p + [η (- \nabla^{2})^{γ + 1} - \nabla^{2}] p - \\ τ \frac{\partial}{\partial t} (- \nabla^{2})^{γ + 1 / 2} p 。 \end{array}

本文利用式(6)进行波场的正向和反向延拓,校正地震波传播过程中的振幅衰减和相位频散。

2.2 Q补偿逆时偏移原理

对比常用的Kirchhoff积分偏移、单程波偏移、逆时偏移等常用的成像算法,同时考虑到粘弹性介质的影响,本文选用没有角度限制,适合复杂介质成像的逆时偏移算法进行偏移成像。常用的逆时成像条件有激发振幅、激发时间、振幅比、互相关成像条件等。激发振幅成像条件具有计算效率高、偏移剖面分辨率较高的特点,但在复杂构造区域,得到的偏移剖面会出现偏移假象。激发时间成像条件计算效率极高,但获取的偏移剖面分辨率较低,且振幅失真。振幅比成像条件是在成像剖面的最大振幅轨迹处计算振幅比,更多用于估算反射系数的大小,而不是直接用于成像。相比其他的成像条件,互相关成像条件应用最为广泛,具有实现简单、成像结果稳定的特点,在成像过程中同时利用了震源波场和检波点波场的信息,可以对所有波进行成像。因此,本文选用互相关成像条件进行成像,使用吸收边界作为边界条件。

叠前逆时偏移分为3个步骤:①震源波场正传;②检波点波场反传;③应用成像条件得到偏移成像剖面。常用的互相关成像条件^[22]可以表示为:

(7)

I (x) = \int_{0}^{T} S (x, t) R (x, t) d t,

式中:I(x)表示成像结果,S(x,t)和R(x,t)分别表示t时刻成像空间x处的震源波场和检波点波场,x=(x,y,z)表示成像点空间位置矢量,T为最大记录时间。

图3为井中地震波场正向延拓及逆时偏移原理示意。图3a和3b分别表示无衰减介质和衰减介质的地震波场正向延拓过程,对比可知,对于衰减介质,波场由震源点传播至检波点过程中振幅的衰减情况可以表示为:

(8)

\dot{R} (x, t) = R (x, t) e^{- α L_{D}} e^{- α L_{U}},

式中,L_D和L_U分别表示波场下行和上行传播的距离。

图3

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图3 井中地震波场延拓及逆时偏移原理示意

Fig.3 Principles of wavefield propagation and reverse time migration in boreholes seismic

实际地层并非是完全弹性介质,而是呈一种粘弹性状态。当地震波在粘弹性介质中传播时,波场的振幅和相位会发生变化,最终影响逆时偏移成像剖面。图3c和3d分别表示声波逆时偏移和Q补偿逆时偏移的基本原理。由图可知,对于衰减介质,需在震源波场正向延拓和检波点波场反向延拓过程中对波场的吸收衰减效应进行补偿。基于图3b所示的地震波场衰减规律,Q补偿逆时偏移过程中,任意成像点处的震源波场和检波点波场可分别使用算子 $e^{+ α L_{D}}$ 和 $e^{+ α L_{U}}$ 进行衰减补偿,具体可表示为:

(9)

S^{C} (x, t) = S (x, t) e^{+ α L_{D}},

(10)

R^{C} (x, t) = \dot{R} (x, t) e^{+ α L_{U}},

利用补偿后的震源波场S^C(x,t)和检波点波场R^C(x,t),应用零延迟互相关条件实现成像,具体为:

(11)

I^{C} (x) = \int_{0}^{T} S^{C} (x, t) R^{C} (x, t) d t 。

结合式(8)、(10)和(11)可知,由零延迟互相关成像条件得到的补偿后图像I^C(x),理论上等于声波逆时偏移得到的图像I(x),即介质的吸收衰减效应得到完全补偿。

弹性介质的波场正向延拓和逆时延拓在参数选取合理的情况下都是稳定的。地震波在粘滞性介质中传播时,波场正传过程中能量是衰减的,所以该过程稳定,但在逆时延拓的过程中,需要对震源波场和检波点波场进行补偿,能量呈指数型增大,这同时导致高频噪声得到极大的增强,出现高频不稳定现象。为保证波场的稳定^[21],本文通过在波数域使用低通滤波的方式将高频噪声去除。

图4为地面地震与井中地震粘声逆时偏移波场延拓示意,图5为逆时偏移中实际构建的震源与检波点波场。从图4和图5 中可以看出,在逆时偏移中震源波场和检波点波场均出现背向反射,震源波场的背向反射波前表现为反射圆弧,而检波点波场的背向反射波前表现为向界面弯曲的弧。井中地震与地面地震相比,在震源波场中能观测到更为完整的入射波波前,检波点波场与地面地震差别不大。

图4

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图4 粘声逆时偏移中的波场延拓示意

Fig.4 Schematic diagram of wavefield propagation in visco-acoustic reverse time migration

图5

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图5 粘声逆时偏移中的震源波场和检波点波场

Fig.5 Schematic diagram of the source wave field and the receiver wave field in visco-acoustic reverse time migration

3 数值算例

为了验证不同因素对井中地震粘声逆时偏移成像的影响,采用一个典型衰减介质模型进行数值试验。基于该模型,共设计4个对比测试,从以下方面分析参数选取对成像效果造成的影响:①炮间距变化对成像的影响;②炮数变化对成像的影响;③强衰减区域对成像的影响;④多井联合探测对成像的影响。

图6为所用的BP气云模型^[23]。该模型中心处存在一个由气窗引起的低速高衰减区域。模型大小为3 980m×1 610m,模型在深度方向上有161个网格点,采样间隔为10 m,在水平方向上有398个网格点,采样间隔为10 m。采用主频为20 Hz的雷克子波作为震源激发地震波场,记录时长为2 s,采样间隔为1 ms,共设置398个检波器均匀分布于地表,道检距为10 m。

图6

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图6 BP气云模型

Fig.6 BP gas chimney model

3.1 炮间距对成像的影响

在模型1 200 m处设置一口井,从井深300 m处开始由浅至深进行放炮,激发井段长度为1 000 m,通过改变炮间距,测试不同炮间距下炮间距对偏移结果的影响,成像结果如图7所示。图7中红色线条代表井位,图7a~d分别表示:炮数100炮间距10 m、炮数50炮间距20 m、炮数34炮间距30 m和炮数25炮间距40 m的粘声逆时偏移成像剖面。对比可知,在有效成像范围内,激发井段长度固定的情况下,随着炮间距逐渐增加,成像剖面假象逐渐增多,成像效果逐渐变差。

图7

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图7 BP模型不同炮间距下的粘声逆时偏移剖面

Fig.7 The visco-acoustic reverse time migration results of the BP model with different shot spacing

3.2 炮数对成像的影响

在模型1 200 m处设置一口井,从井深300 m处开始由浅至深进行放炮,炮间距为10 m。通过改变炮数,测试相同炮间距情况下炮数对偏移结果的影响,成像结果如图8所示,图中红色线条代表井位。对比可知,随着炮数增加,深层构造成像更加清晰,成像效果更佳。

图8

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图8 BP模型不同炮数下粘声逆时偏移剖面

Fig.8 The visco-acoustic reverse time migration results of the BP model with different shot number

3.3 强衰减区域对成像的影响

本文选取模型中心处的低速强衰减区域作为目标层,测试强衰减区域对偏移剖面的影响。目标层和井的位置如图9所示,图中红色线条代表井位,黄色矩形代表目标层范围。分别在目标层的左侧、右侧、上方、下方设置一口井,炮数为40,炮间距为10 m。通过对比图9中不同井位的偏移剖面可知:当井位于目标层的左侧、右侧和上方时,均可进行成像,但当井位于目标层下方时,由于受到低速高衰减区域的影响,无法正确成像。

图9

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图9 BP模型井位于目标层不同位置的粘声逆时偏移剖面

Fig.9 The visco-acoustic reverse time migration results of the well at different positions relative to the target layer

3.4 多井联采对成像的影响

单井井中地震的射线路径及覆盖范围如图10所示,可以看出单井井中地震的成像范围有限,随着震源深度增大,覆盖范围逐渐减小,最大覆盖半径为炮检距的一半,此时激发点位于井口。为扩大井中地震的探测范围,突出井中地震技术在深层构造成像上的优势,进行了多井联采实验,通过在模型横向上布置多口井模拟多井联采对成像的影响。在模型70 m处由左向右布置震源,震源深度为50 m,炮间距为50 m,共激发77炮,得到地面地震偏移剖面如图11a所示,图中红点代表震源位置。在模型中分别设置2口、3口、4口和5口井,每口井的炮数为15炮,炮间距为20 m,从井深100 m处开始由浅至深进行放炮,得到偏移剖面如图11b~e所示。

图10

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图10 井中地震射线路径及覆盖范围示意

Fig.10 Seismic ray path and coverage map in well

图11

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图11 BP模型井地粘声逆时偏移剖面对比

Fig.11 Comparisons of visco-acoustic reverse time migration images for BP model

图中红色线条代表井位;红色方框圈中的部分为局部放大区域,地面地震和5口井的局部放大偏移剖面如图12所示。

图12

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图12 BP模型井地粘声逆时偏移剖面局部放大对比

Fig.12 Local comparison diagram of seismic visco-acoustic reverse-time migration profile and surface seismic profile in well

通过图12的对比发现,考虑地层粘弹性的影响,相对于地面地震,当勘探目的层较深时井中地震具有一定的优势。在井中地震中由于震源位置较深,距离勘探目的层较近,因此可以更清晰地刻画深层构造。但与成熟的地面地震技术相比,井中地震存在成像范围有限的、易受噪声影响等缺点。通过图11和图12的偏移剖面和局部放大剖面的对比可以看出,与地面地震相比,多井联合成像具有一定的优势,在模型深层位置可以更清晰地刻画地质构造,获得更佳的偏移剖面。

4 结论

本文将粘声逆时偏移成像方法应用至井中地震,利用BP气云模型进行数值测试和分析,通过对不同参数的成像结果进行对比分析,得出以下结论:

1)炮间距的改变本质是改变炮点排列的密度,炮间距越大炮点排列越稀疏,而炮数的测试是在保证炮点排列密度不变的情况下,增加炮线长度。通过模型的炮间距和炮数测试表明,炮点排列越稀疏成像效果越差;排列密度不变,增加炮数有助于对深层构造的刻画,但整体来说对成像结果影响不大。

2)强衰减区域对地震波的吸收衰减作用对偏移成像结果有较大影响。当井位于强衰减区的左右侧时,对成像结果影响不大;当井位于衰减区上方时,衰减区的影响会导致衰减区下方成像困难;当井位于衰减区下方时,由于衰减区的强吸收作用,难以成像。因此,在实际生产中应谨慎选择激发井位。

3)模型测试表明,使用粘声逆时偏移技术可以对使用井中地震采集的数据进行较好的成像。井中地震与地面地震的对比表明,通过多井联合成像的方式也可获得较好的结果,且与地面地震相比,井中地震在深层具有一定优势,应用井中地震的方式能够更好地刻画模型深层的构造特征。

参考文献

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文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

[1]

何登发, 李德生, 童晓光, 等.

中国沉积盆地油气立体综合勘探论

[J]. 石油与天然气地质, 2021, 42(2):265-284.