井中地震黏聲逆時偏移的井型影響分析

王霽川，谷丙洛，李振春

(中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島 266580)

0 引言

目前，隨著我國含油氣盆地勘探程度的不斷提高，勘探難度逐漸加大，復雜構(gòu)造、復雜巖性、深層/超深層油氣藏已逐漸成為主要勘探對象[1]，勘探的地質(zhì)目標具有“隱、碎、薄、小”的特點，如復雜小斷塊、致密碎屑巖等[2-3]，對地震偏移成像技術提出了更高的要求。井中地震具有資料信噪比高、儲層識別能力強的優(yōu)點。此外，它能夠適應檢波器的任意排列，可減少面元數(shù)據(jù)體丟失，理論上能夠?qū)艿摹半[、碎、薄、小”等儲集體實現(xiàn)高精度成像。

井中地震技術按照震源的類型可分為隨鉆井中地震和爆震井中地震。隨鉆井中地震，即依靠隨鉆地震的思想，利用鉆頭的振動作為震源進行井地觀測[4]，基于該思想國內(nèi)外很多學者對旋轉(zhuǎn)鉆頭和隨鉆井中地震做了相關研究[5-9]。但隨鉆地震存在著探測深度有限的弊端，不利于深層復雜構(gòu)造區(qū)域的地震勘探，由此發(fā)展了井中激發(fā)震源的爆震井中地震。對于爆震井中地震，由于其需要在保護井筒的同時激發(fā)出較強的能量，對震源的要求很高，因此相關研究較少且主要集中在淺層層析成像、煤層井中地震研究及工程物探領域[9-16]。在石油地震勘探領域，井中地震技術的研究相對較少。

在實際生產(chǎn)中，鉆井的設計受到生產(chǎn)要求或客觀因素影響，井型除常規(guī)的直井外還存在斜井、曲斜井、水平井等多種情況。與常規(guī)的直井相比水平井在非常規(guī)油氣資源高效勘探和開發(fā)上有著重要的作用[17]。而在海洋勘探中，由于作業(yè)平臺的空間有限，其井型一般都為有角度的斜井或空變的斜井[18]。由于井中地震的激發(fā)震源位于井中，不同井型使得震源所處空間位置有較大差異，造成地震波的傳播路徑存在顯著不同，這勢必會對最終的成像結(jié)果產(chǎn)生影響。因此在應用井中地震技術前，需詳細分析井型對成像結(jié)果的影響，進而指導實際生產(chǎn)中激發(fā)井段的選擇。

考慮到應用井中地震技術的目的是對深層復雜構(gòu)造進行精細成像，對比常用的Kirchhoff積分偏移、單程波偏移、逆時偏移等成像算法，逆時偏移算法具有沒有角度限制、適合復雜介質(zhì)成像的優(yōu)勢。此外，由于震源位于地下，能量微弱受地層吸收衰減作用影響嚴重，地震波在傳播過程中會伴隨著能量衰減和波形畸變現(xiàn)象，影響偏移剖面精度。綜合以上因素，對于井中地震，應對其進行Q補償逆時偏移成像，以而獲得高保真度的偏移成像剖面。

早期的衰減補償是對地震記錄應用反Q濾波達到波場放大的目的[19-20]，主要用于Kirchhoff偏移和單程波偏移中[21-22]，但僅是對振幅相位進行逐道補償，沒有考慮地震波傳播路徑問題，因此無法達到合理的補償效果。而基于黏滯波動方程的Q補償偏移可以在波場延拓過程中進行補償，更具有說服力。目前基于標準線性固體(SLS)模型的方程被廣泛使用，用以描述衰減過程[23-24]，許多學者對其進行了相關研究并最終實現(xiàn)了穩(wěn)定的Q補償逆時偏移(Q-RTM)[25-27]?？傮w來說基于SLS模型的方程，具有計算速度快、便于實現(xiàn)的優(yōu)點，但同時也存在衰減項和頻散項相互耦合的缺點。為解決這一弊端，諸多學者發(fā)展了以常Q模型為基礎的方程[28-29]。其中，Zhu等[30]、吳玉等[31]基于平面波頻散關系提出了解耦的分數(shù)階黏聲波方程，該方程顯式分離了衰減項和頻散項，同時對振幅和相位進行了校正，具有較高的精度，且在West Texas實際數(shù)據(jù)中[32]進行了應用，并取得了良好的效果。但其同樣存在需要利用偽譜法求解Laplace算子，計算量大，衰減和頻散項解耦不徹底的問題。基于該方程國內(nèi)外諸多學者進行了一系列研究[33-39]，總的來說解耦的分數(shù)階Laplace 方程具有較高的計算精度，便于實現(xiàn)穩(wěn)定的Q-RTM。

綜上所述，井中地震是一種可以實現(xiàn)對井周“隱、碎、薄、小”地質(zhì)目標進行精細成像的物探方法。在實際生產(chǎn)中，井型不同對成像結(jié)果存在影響，然而，當前井型對于偏移成像的影響具體如何，還沒有定性或定量的認識。本文使用黏聲逆時偏移方法進行井中地震成像，并基于Zhu等[30]提出的分數(shù)階黏聲波方程進行數(shù)值模擬，通過在理論模型中進行直井、斜井、曲斜井、水平井與多井的成像試算，探究井型對偏移質(zhì)量的影響。數(shù)值實驗結(jié)果闡明了井型與成像剖面間的影響關系，為井中地震采集系統(tǒng)設計提供了理論支撐。

1 井中黏聲逆時偏移基本原理

1.1 井中地震特點

井中地震技術是一種井中激發(fā)，地面接收的特殊物探方法。由于井中地震觀測系統(tǒng)特殊，導致其與地面地震存在較大差異，地面和井中地震觀測系統(tǒng)如圖1所示。從圖中可見，與地面地震相比，由于井中震源位于地下且靠近勘探目標，故其激發(fā)的地震波減少了一次低降速帶損耗，規(guī)避了面波的產(chǎn)生，有助于采集高分辨率及信噪比的地震信號；同時由于井中地震在地面上不存在震源干擾，因此，在地表可進行大范圍檢波器布置，有利于進行高密度采集；且可以采用規(guī)則化觀測系統(tǒng)在地面布置檢波器，以降低面元數(shù)據(jù)體丟失，便于在采集區(qū)域獲得更豐富的有效信息。

圖1 井中地震(a)與地面地震(b)觀測系統(tǒng)示意Fig.1 Schematic diagram of 2D borehole seismic(a) and ground seismic(b) observation system

井中地震由于震源位于井中，因此當震源位于不同井型時，地震波的傳播路徑也不盡相同。不同井型地震波的傳播路徑如圖2所示。通過對圖2a、b、c的對比發(fā)現(xiàn)，直井與曲斜井和水平井的地震波傳播路徑主要差異在于偏移距的變化，由于波的傳播路徑不同故其偏移距也不同。綜合以上分析可以發(fā)現(xiàn)，井型的變化主要影響了地震波的傳播路徑，進一步對偏移距產(chǎn)生了影響。考慮到井中地震的偏移距大小與反射點覆蓋范圍密切相關，因此在理論上井型的變化會對最終成像剖面的成像范圍產(chǎn)生影響。

a—直井路徑示意；b—曲斜井路徑示意；c—水平井路徑示意a—schematic diagram of vertical well path；b—schematic diagram of curved inclined shaft path；c—schematic diagram of horizontal well path圖2 井中地震地震波的傳播路徑示意Fig.2 Propagation path of seismic wave in well

盡管井中地震技術具有諸多優(yōu)點，但其同樣存在受地層衰減效應影響大，采集的地震數(shù)據(jù)層間多次波干擾嚴重、覆蓋范圍有限的缺點?？傮w來說，在理論上井中地震技術是一種適用于井周區(qū)域小構(gòu)造精細勘探的特殊物探方法。

1.2 分數(shù)階黏聲波方程

在地震勘探領域，介質(zhì)的衰減特性通常被認為與頻率呈線性關系。因此，在地震資料頻帶范圍內(nèi)，可以假定Q與頻率無關，即常Q模型?；诖思僭O，Kjartansson[28]推導了常Q模型的速度相位頻散和衰減關系：

(1)

(2)

式中：ω0是參考角頻率；ω是角頻率；c0是參考角頻率對應的聲波速度；cp是聲波速度；γ=tan-1(1/Q)/π，是無量綱參數(shù)；α是衰減因子?；谏鲜龀頻散關系，Zhu等[30]推導了時間域分數(shù)階黏聲波方程：

(3)

其中

(4)

對于方程的穩(wěn)定性問題，本文通過對方程(3)的左側(cè)進行廣義傅里葉變換，并對二階時導數(shù)進行中心差分。下一時刻的波場pn+1可以由當前時刻的波場p和前一時刻的波場pn-1表示如下：

(5)

矩陣的形式如下：

(6)

其中

(7)

本文使用特征值法分析介質(zhì)波動方程的穩(wěn)定條件，方程若保持穩(wěn)定則其矩陣的特征值必須小于或等于1，故通過對式(6)的特征值求取可得，分數(shù)階方程的穩(wěn)定性條件為：

(8)

為了保證解對所有波都是穩(wěn)定的，c0=cmax是最大速度，k=π/Δx是奈奎斯特空間波數(shù)，此時γ=tan-1(1/Qmin)/π 。

為了便于實現(xiàn)基于上述方程的黏聲逆時偏移，本文使用統(tǒng)一的黏聲波方程進行波場的正向和反向延拓，具體如下：

(9)

方程(9)右端第二項和第三項分別為表示相位頻散和振幅衰減。其中，β1可以取1和0，β2可以取1、0和-1。對于相位頻散項，β1取1表示包含相位頻散，β1取0表示無相位頻散。對于振幅衰減項，β2取1表示振幅衰減，β2取0表示無振幅衰減，β2取-1表示振幅衰減補償。

基于上述分析，Q補償逆時偏移需包含相位頻散項，而且需對振幅衰減進行補償，也即β1=1，β2=-1，則方程(9)可重寫為：

(10)

本文利用方程(10)進行波場的正向和反向延拓，校正地震波傳播過程中的振幅衰減和相位頻散。

1.3 Q補償逆時偏移原理

疊前逆時偏移分為3個步驟：①震源波場正傳；②檢波點波場反傳；③應用成像條件成像。在波場模擬的過程中本文選用Liu等[40]的混合吸收邊界作為邊界條件，該方法將計算區(qū)域分為內(nèi)部區(qū)、過渡區(qū)和邊界區(qū)。在進行波場模擬時，內(nèi)部區(qū)中用雙程波方程求解，邊界區(qū)用單程波方程求解，過渡區(qū)波場由單程波和雙程波的波場加權得到；在成像條件的選取上，本文選用了在成像過程中同時利用了震源波場和檢波點波場的信息，可以對所有波進行成像的互相關成像條件?；ハ嚓P成像條件可表示為：

(11)

式中：I(x)表示成像結(jié)果；S(x,t)和R(x,t)分別表示t時刻成像空間x處的震源波場和檢波點波場；x=(x,y,z)表示成像點空間位置矢量；T為最大記錄時間。

圖3為井中地震波場正向延拓及逆時偏移原理示意。其中圖3a、b分別表示無衰減和衰減介質(zhì)波場正向延拓過程。對于衰減介質(zhì)，波場正向延拓過程中振幅的衰減情況可以表示為：

a—無衰減介質(zhì)波場正向延拓；b—衰減介質(zhì)波場正向延拓；c—聲波逆時偏移；d—Q補償逆時偏移a—forward continuation of wave field in non attenuating medium；b—forward continuation of wave field in attenuating medium；c—acoustic inverse time migration；d—Q compensation inverse time migration圖3 井中地震波場延拓及逆時偏移原理示意Fig.3 Principles of wavefield propagation and reverse time migration in boreholes seismic

(12)

式中，LD和LU分別表示波場下行和上行傳播距離。

由于實際地層是一種黏彈性介質(zhì)，當?shù)卣鸩ㄔ陴椥越橘|(zhì)中傳播時，波場的振幅和相位會發(fā)生變化，最終影響成像剖面。圖3c、d分別表示聲波逆時偏移和Q補償逆時偏移的基本原理。對于衰減介質(zhì)，需在震源波場正向延拓和檢波點波場反向延拓過程中進行補償，基于圖3b所示的地震波場衰減規(guī)律，Q補償逆時偏移過程中，任意成像點處的震源波場和檢波點波場可分別使用算子e+αLD和e+αLU進行衰減補償，具體可以表示為：

SC(x,t)=S(x,t)e+αLD,

(13)

(14)

利用補償后的震源波場SC(x,t)和檢波點波場RC(x,t)，應用零延遲互相關條件實現(xiàn)成像，具體為：

孩子不知道，最大的美是自由，自由才會讓生靈展現(xiàn)出多姿多彩的美麗。一旦失去了自由，那美也就沒有了靈動之氣——比如蝴蝶，比如人。

(15)

結(jié)合式(12)、(14)和(15)，由零延遲互相關成像條件得到的補償后圖像IC(x)理論上等于聲波逆時偏移得到的圖像I(x)，即介質(zhì)的吸收衰減效應得到完全補償。

當不考慮地層的黏滯性時波場正向延拓和逆時延拓在參數(shù)選取合理的情況下都是穩(wěn)定的。但當?shù)卣鸩ㄔ陴越橘|(zhì)中傳播時，由于波場正傳過程是一個能量衰減過程，故該過程穩(wěn)定。但在逆時延拓的過程中，黏滯波動方程會對震源和檢波點波場進行補償，使其能量呈指數(shù)型增大，與此同時波場中高頻噪聲也被呈指數(shù)放大，因此出現(xiàn)高頻不穩(wěn)定現(xiàn)象。為保證波場的穩(wěn)定[30]，通過在波數(shù)域設置低通濾波器將高頻噪聲去除。與此同時，本文考慮到在應用互相關成像條件進行逆時偏移成像時，成像過程中存在低波數(shù)噪聲干擾現(xiàn)象。因此本文通過在成像剖面應用Laplace濾波的方式來壓制低波數(shù)噪聲。

在偏移成像過程中由于井中地震特殊的觀測方式，導致其成像范圍有限，有效成像范圍近似為“拱形”。圖4a為水平層狀介質(zhì)中，井中地震射線路徑示意，從圖中可以發(fā)現(xiàn)，對于井中地震數(shù)據(jù)，不同采樣點對應的反射點位置在水平方向和深度方向均有變化，反射點軌跡成“拱形”。隨深度增加，反射點位置逐漸遠離震源，到達最深位置時，反射點與震源相距最大，水平距離為偏移距的一半。由此可見，當震源深度一定時偏移距越大，反射點水平方向覆蓋范圍越大；圖4b為不同激發(fā)深度覆蓋范圍分布，可以看到當震源處于不同深度時，其覆蓋范圍也有所差異。當檢波器排列固定時，震源深度越大，其覆蓋范圍越小，最大覆蓋范圍為一半炮檢距，此時震源位于井口[13]。

圖4 井中地震射線路徑(a)及不同激發(fā)深度覆蓋范圍(b)示意Fig.4 Seismic ray path(a) and coverage map with different excitation depth(b) in well

2 數(shù)值模擬

2.1 井中地震數(shù)值模擬

本文選用砂泥巖薄互層模型應用聲波和黏聲波方程進行數(shù)值試驗，圖5為所用模型，大小為242×600，深度方向采樣間隔為5 m，水平方向采樣間隔為10 m。采用主頻為20 Hz的雷克子波作為震源，記錄時長為5 s，采樣間隔為0.5 ms，共設置242個檢波器均勻分布于地表，道間距為10 m。為了壓制震源引起的強照明現(xiàn)象，本文采用設置衰減因子的方式對震源處能量進行壓制，而由于井口距檢波器位置較近，衰減因子的影響導致成像剖面井口處存在一定的能量不均勻現(xiàn)象。

圖5 砂泥巖薄互層速度模型(a)和Q模型(b)Fig.5 Veolocity model(a) and Q model(b) of sand-shale thin interbed

圖6為井中地震逆時偏移剖面，激發(fā)井段長度為1 000 m，炮數(shù)20炮，炮間隔50 m，由水平方向1 200 m深度300 m處自上而下依次激發(fā)，圖中紅色豎線代表井位，圖6a～c分別為聲波偏移剖面，黏聲未補償偏移剖面，黏聲補償后偏移剖面。本文選用不考慮衰減情況的聲波逆時偏移結(jié)果(圖6a)作為參考剖面，通過對比未補償和補償后偏移結(jié)果可見，成像剖面與理論預期相符。圖6b為考慮了黏彈性介質(zhì)的衰減影響，但未進行補償?shù)哪鏁r偏移剖面，與參考剖面相比，該剖面能量明顯減弱，且僅可對淺層進行成像，深度2km以下的薄互層區(qū)域難以成像，整體成像效果極差。圖6c為補償后的逆時偏移剖面，與圖6b對比可以看出，補償后的剖面消除了地層衰減作用對成像剖面質(zhì)量的影響，解決了成像剖面能量弱的問題，同時對模型的淺、中、深層均進行了良好的刻畫，結(jié)果與參考剖面相符。圖7為與圖6對應的薄互層模型局部偏移剖面，通過圖7b、c的對比可以看出：地層的吸收衰減效應對薄互層影響嚴重，當未進行衰減補償時，薄互層處能量弱，層位難以識別；補償后的剖面能量得到恢復，層位刻畫清晰與參考剖面(聲波局部偏移剖面)結(jié)果相符。

a—聲波偏移剖面；b—黏聲未補償偏移剖面；c—黏聲補償后偏移剖面a—acoustic migration profile；b—viscoelastic uncompensated migration profile；c—migration profile after viscoelastic compensation圖6 薄互層模型逆時偏移剖面Fig.6 Reverse time migration profile of thin interbedded model

a—聲波偏移剖面；b—黏聲未補償偏移剖面；c—黏聲補償后偏移剖面a—acoustic migration profile；b—viscoelastic uncompensated migration profile；c—migration profile after viscoelastic compensation圖7 薄互層模型逆時偏移剖面局部放大Fig.7 Partial enlarged view of reverse time migration profile of thin interbedded model

通過對比圖6a～c和圖7a～c可得出以下結(jié)論：地層的吸收衰減效應會嚴重影響偏移剖面的成像質(zhì)量，使目的層難以識別；采用穩(wěn)定Q補償?shù)木心鏁r偏移成像方法能夠有效地補償介質(zhì)吸收衰減對成像結(jié)果造成的影響，改善成像質(zhì)量。

2.2 井型影響因素分析

圖8 薄互層模型逆時偏移參考剖面Fig.8 Reverse time migration reference profile of thin interbedded model

為探究當存在水平激發(fā)段時對偏移結(jié)果的影響，選用一個簡單的井位布置形式，即在直井后增加一段水平井段，模擬實際生產(chǎn)中的激發(fā)井存在水平激發(fā)井段的情況。圖9為補償后的井中地震偏移剖面，直井井段中震源布置方式與圖6中相同，在水平井段中震源炮間隔50 m，由左向右依次激發(fā)。圖9a為水平井段長度為500 m的偏移剖面，炮數(shù)10炮；圖9b為水平井段長度為1000 m的偏移剖面，炮數(shù)20炮。通過與參考剖面的對比可見，當存在水平井段時，偏移剖面照明范圍有一定提升，但增長有限；通過圖9a、b成像剖面對比可以看出，當水平井段長度增加時，其照明范圍也隨之擴大，但對薄互層處影響有限。當存在水平激發(fā)井段時，成像效果改善有限，僅在照明范圍方面有一定變化?？紤]實際生產(chǎn)成本及震源放置的難易程度問題，本文認為在井中地震資料的采集過程中，水平井段并不適合作為激發(fā)井段。

a—水平井段500 m；b—水平井段1 000 ma—horizontal well section with 500 m；b—horizontal well section with 1 000 m圖9 薄互層模型水平井逆時偏移剖面Fig.9 Reverse time migration profile of horizontal well with thin interbed model

為探究傾斜井對偏移成像的影響，本文設計了右側(cè)傾斜井和左側(cè)傾斜井兩組數(shù)值模擬實驗，每組實驗均包含3個測井傾斜程度變化的數(shù)值測試，激發(fā)方式為自上而下依次等間隔激發(fā)，炮數(shù)均為20炮。

為探究右傾程度對成像效果的影響，分別對斜率為0.5、1以及曲斜井進行數(shù)值模擬，得到圖10a、b、c所示的右傾斜井補償后偏移剖面。其中圖10a為激發(fā)井段斜率為0.5的斜井，豎直方向1 000 m，水平方向500 m；圖10b為激發(fā)井段斜率為1的斜井，豎直方向1 000 m，水平方向1 000 m；圖10c為曲斜井，激發(fā)井段豎直方向1 300 m，水平方向1 000 m。通過與參考剖面的對比可以看出，當存在右側(cè)傾斜激發(fā)井段時，成像范圍有一定提升，在深層薄互層處成像范圍提升極其明顯；通過圖10a、b、c的成像剖面對比可以看出，隨著激發(fā)井段右傾程度增加時，模型右側(cè)的橫向探測范圍也隨之增加，且范圍增長明顯。

a—斜率為0.5偏移剖面；b—斜率為1偏移剖面；c—右斜井偏移剖面a—offset profile with slope of 0.5；b—offset profile with slope of 1；c—offset profile of right inclined shaft圖10 薄互層模型右斜井逆時偏移剖面Fig.10 Reverse time migration profile of right inclined well in thin interbedded model

為探究左傾程度對成像效果的影響，分別對斜率為-0.5、-1以及曲斜井進行數(shù)值模擬，得到圖11a、b、c所示的左傾斜井補償后偏移剖面。其中圖11a激發(fā)井段斜率為-0.5的斜井，豎直方向1 000 m，水平方向500 m；圖11b激發(fā)井段斜率為-1的斜井，豎直方向1 000 m，水平方向1 000 m；圖11c為曲斜井，激發(fā)井段豎直方向1 300 m，水平方向1 000 m。將該模型與參考剖面對比可以看出，當存在左側(cè)傾斜激發(fā)井段時，成像范圍有一定提升，但整體提升不明顯；通過圖11a、b、c的成像剖面對比可以看出，隨著激發(fā)井段左傾程度增加時，模型左側(cè)的橫向探測范圍也隨之增加，但范圍增長有限。

a—斜率為-0.5偏移剖面；b—斜率為-1偏移剖面；c—左斜井偏移剖面a—offset profile with slope of -0.5；b—offset profile with slope of -1；c—offset profile of left inclined shaft圖11 薄互層模型左斜井逆時偏移剖面Fig.11 Reverse time migration profile of left inclined well in thin interbedded model

綜合兩組傾斜井實驗的數(shù)值模擬結(jié)果，發(fā)現(xiàn)斜井激發(fā)時相當于在參考井橫向上增加了炮點，模型上部分的平層在偏移剖面中成像范圍擴大；對模型下部分的薄互層構(gòu)造成像范圍的刻畫也有所改變，當激發(fā)井段方向與地層傾斜方向相同時，受偏移距的影響，成像范圍基本沒有變化。當激發(fā)井段方向與地層傾斜方向相反時，成像范圍擴大明顯。

考慮到實際生產(chǎn)中存在的多井聯(lián)采情況，本文設計雙井和三井數(shù)值實驗，以探究存在多激發(fā)井時的偏移成像效果。圖12為補償后的井中地震偏移剖面，激發(fā)井段中震源布置方式與圖6相同，震源起始深度均為300 m。圖12a為雙井逆時偏移剖面，兩口井分別位于水平方向800 m和1600 m處；圖12b為三井逆時偏移剖面，3口井分別位于水平方向600 m、1 200 m和1 800 m處。通過與參考剖面的成像范圍對比可見，當進行多井激發(fā)時模型整體的橫向探測范圍有明顯擴大；通過雙井和三井的偏移剖面對比可見，三井的成像范圍明顯大于雙井，且深層薄互層構(gòu)造相對清晰。

a—雙井偏移剖面；b—三井偏移剖面a—double well migration profile；b—mitsui migration profile圖12 薄互層模型多井逆時偏移剖面Fig.12 Reverse time migration profile in thin interbed model with multiple wells

3 結(jié)論

本文使用黏聲逆時偏移進行井中地震成像，通過砂泥巖薄互層模型進行數(shù)值模擬，對直井、斜井、曲斜井和水平井進行不同井型的數(shù)值模擬實驗。綜合成像結(jié)果，通過對不同井型下的成像剖面對比分析可得出以下結(jié)論：

1)穩(wěn)定Q補償逆時偏移方法在井中地震技術中有良好的適用性，能夠有效地補償介質(zhì)吸收衰減造成的影響，并在后續(xù)的逆時偏移過程中極大改善了成像的質(zhì)量。

2)通過薄互層模型的數(shù)值模擬結(jié)果，發(fā)現(xiàn)當激發(fā)井段變化時，其成像范圍也會隨之改變。當激發(fā)井段存在傾斜或水平井段時，由于橫向上炮點增加，橫向探測范圍有不同程度提高；當激發(fā)井段為斜井，方向與地層傾斜方向相反時，成像范圍擴大及其明顯。

3)模型測試表明，當存在多口激發(fā)井時，井中地震橫向探測范圍有明顯的提升，隨激發(fā)井數(shù)量的增加其探測范圍也隨之增加，且深層薄互層構(gòu)造的刻畫精度也有一定程度的提高。