南海北部深水区油气成藏理论技术创新与勘探重大突破

2021-01-06谢玉洪张功成

天然气工业 2020年12期

谢玉洪张功成唐武赵钊

1.中国海洋石油集团有限公司 2.中海油研究总院有限责任公司

0 引言

自2006年我国成为天然气净进口国以来，天然气对外依存度不断上升[1]，迫切需要寻找天然气勘探的新领域。21世纪以来，国外深水获得了一大批油气勘探发现[2-6]，我国深水区油气勘探潜力也引起了多方的关注[2,7-10]。我国深水油气勘探主要集中在南海北部陆坡深水区，地震勘探始于20世纪70年代末期，钻探始于20世纪80年代中期，截至20世纪末，始终没有获得商业性发现。在南海南部，我国做了大量科学考察、地球物理调查和部分综合评价。据原国土资源部的评价结果，南海油气资源丰富且大部分在深水区[11]。南海深水油气勘探进展缓慢的主要原因之一在于该区边缘海深水成藏条件复杂，而且边缘海深水属于全球深水油气勘探的前缘领域[12-15]，面临着深水区盆地结构与形成演化、深水区成藏主控因素与成藏机理、深水区构造成像、储层预测和烃类检测、深水安全高效探井作业关键技术等世界级勘探难题的挑战。

2000年以来，中国海洋石油集团有限公司（以下简称中海油）组织600余人的科研团队，依托国家科技重大专项、国家973计划和863计划、国家自然科学重点基金项目、国土资源部油气战略选区项目和中海油深水勘探直管项目等多项科研项目开展重点攻关。通过20年的攻关，从深水盆地的形成演化、烃源岩和深水储层分布规律的研究入手，创新建立了南海北部深水油气成藏理论，研发了深水地震勘探和安全高效钻完井测试技术，形成了配套的深水油气勘探技术体系，实现了我国深水油气勘探的历史性重大突破。

1 区域地质概况

南海位于西太平洋和新特提斯两大构造域交接部位，在欧亚板块、印度—澳大利亚板块和菲律宾海板块3大板块的相互作用下，古南海地台新生代发生裂谷作用形成了具有洋壳结构的边缘海，发育了深海盆、大陆坡和大陆架等典型的海底地貌单元。我国深水区盆地（水深大于300 m）主体位于南海海域，深水勘探主要集中在南海北部陆坡深水区的珠江口盆地和琼东南盆地（图1）。新生代南海北部陆坡深水区盆地经历了多幕裂谷期、区域热沉降期和新构造活动期3个构造演化阶段，发育陆相—海陆过渡相—海相沉积体系，具有始新世湖相、渐新世海陆过渡相和渐新世—中新世海相3套主力烃源岩。其中珠江口盆地以始新统文昌组中深湖相和渐新统海陆过渡相—煤系烃源岩为主，以渐新统珠海组及中新统珠江组砂岩为储集层，构成“下生上储”的油气成藏组合，而琼东南盆地深水区内普遍发育渐新统崖城组煤系与陆源海相烃源岩，存在滨海相砂岩、扇三角洲相砂岩、盆底扇砂岩、中央水道砂岩、生物礁（滩）石灰岩等5种类型储集层，发育由一批大中型构造及岩性圈闭组成的有利构造带。

图1 南海北部大陆边缘深水区构造单元划分图

2 南海北部深水油气成藏理论

2.1 南海北部陆缘大型拆离作用控制深水盆地的形成和演化

南海北部深水区发育大型拆离断层表明了其洋陆转换带的地质属性[15]。通过白云凹陷长电缆地震剖面，特别是新连片的三维地震剖面解释发现深水区发育切穿地壳并向下变缓汇聚到深部莫霍滑脱面上的大型拆离断层（图2）。之后，类似的发现在南海北部的整个陆缘深水地区，形成了一个面积为11.27×104km2的拆离断层分布区。同时发现变薄的陆壳和正常洋壳之间的洋陆过渡带由陆壳之下的蛇纹石化的地幔物质组成，地震纵波速度介于7.0～7.7 km/s，具有由成分莫霍面和地震莫霍面组成的“双莫霍面”结构，为利用地震剖面解释确定洋陆转换带提供了准确的标志。以地震剖面解释为基础，结合重力、磁力、热数据，开展了南海北部陆缘构造单元的识别和划分，由陆向洋划分出近端带、细颈化带、远端带、洋陆转换带和洋壳等结构构造单元（图2）。大型拆离断层的发现和洋陆转换带地质属性的厘定，改变了“南海北部深水盆地为高角度正断层控制的断陷盆地、洋陆转换为直接接触”的传统认识。

洋陆转换带地质属性表明岩石圈的伸展破裂是非瞬时的，经历了一个逐渐薄化的过程。以南海北部陆缘深水区岩石圈伸展变形的研究为基础，通过定量模拟研究，发现南海北部的岩石圈在新生代期间经历了纯剪切变形控制的伸展、拆离断层控制的强烈薄化、剥离断层控制的地幔剥露和洋中脊扩张作用控制的裂解过程，大型拆离断层控制的简单剪切作用是南海北部陆缘岩石圈薄化的主要控制机制，地壳岩石圈的伸展破裂过程就是多层流变结构的地壳全面脆化的过程。深水区盆地形成于地壳岩石圈强烈薄化的深部背景，岩石圈伸展、薄化、剥露和裂解的非瞬时伸展破裂新模式是南海北部陆缘深水成盆机理。

在细颈化带和远端带内，南海北部陆缘深水盆地普遍发育形成于低角度正断层系统之上的拆离盆地，这类盆地的边界断层以低角度和大位移为特征，具有宽而深的可容空间。边界拆离断层的上盘多发育大型伸展断弯褶皱，盆地基底旋转幅度大，形成与传统裂谷系迥异的构造—地层格架。拆离断层开始活动的同拆离面和停止活动的后拆离面控制了北部陆缘深水区以拆离盆地为特征的裂陷幕，有别于陆架浅水区高角度正断层控制的裂陷幕。南海北部深水区具有由东向西逐渐变新的差异拆离过程，白云凹陷拆离式断陷作用发育在中始新世，琼东南盆地深水区的拆离盆地发育于渐新世，圈定了南海北部陆缘深水区规模巨大的拆离盆地群[8-10,15]。

2.2 南海北部陆缘发育3套规模烃源岩，具有巨大的资源潜力

南海北部深水区由于探井少且中深层地震资料品质差，尤其是在BP、CHEVRON等多家国际石油公司勘探失利后认为南海北部深水盆地烃源条件差而相继退出的情况下，深水区古近系优质烃源岩预测与潜力评价无疑是一项极具挑战性工作。同时，由于沉积环境不同（古气候与古地貌、构造演化与沉积充填、物源组成与富营养水系等），不同类型烃源岩的分布、形成与演化、生源组成与成烃演化机理、资源类型和潜力大小的差异性如何？深水区地壳强烈减薄和高热流背景对烃源岩热演化和油气生成作用的影响如何？这些都是深水勘探初期面临的巨大挑战。

图2 白云凹陷拆离盆地结构剖面图

南海北部岩石圈幕式伸展薄化过程形成的宽深盆地提供了深水区规模烃源岩发育的巨大可容空间[8,15]，有别于浅水区孤立的窄小断陷控制的类型单一、规模小的湖相烃源岩。南海北部陆缘深水区由始新世至渐新世依次发育始新世湖相、渐新世海陆过渡相和渐新世—中新世海相3套烃源岩（图3）[16-23]。湖相烃源岩以无定型有机质为主，烃源岩有机碳含量中等—高，有机质类型偏腐泥混合型，烃源岩规模大；海陆过渡相烃源岩以草质有机质为主，其次是无定型有机质，烃源岩有机碳含量变化大，有机质类型偏腐殖混合型，烃源岩体积大；海相烃源岩以陆源海相有机质为主，烃源岩有机碳含量中等，有机质类型偏腐殖混合型，烃源岩分布范围广。

南海北部大陆边缘深水区的陆坡—洋陆过渡带新生代期间岩石圈的强烈薄化作用导致莫霍面和软流圈大幅度抬升，来自地幔的热作用显著增强。钻井揭示，在北部近端带、细颈化带、远端带和洋陆转换带，地温梯度由3 ℃/100 m增大到8 ℃/100 m，显示出软流圈界面抬升对深水区岩石圈热流背景的强烈控制作用，提供了深水区独特的高热流背景下的成烃热演化条件。高热流场加速了烃源岩快速、高强度生烃，当地温梯度由3 ℃/100 m增大到5 ℃/100 m时[24-25]，烃源岩进入主生油窗埋藏深度由4 000～5 300 m减少到2 500～3 300 m，主生气窗埋藏深度由5 700～6 800 m减少到3 500～4 200 m，生烃窗口变窄，埋深变浅，生烃强度显著增大，油气资源巨大。

采用盆地模拟成因法、油田规模序列法、圈闭统计与地质综合类比相结合的综合分析法评价，南海北部深水区油气资源量接近90.00×108t油当量。其中，珠江口盆地深水区天然气地质资源量为2.56×1012m3，原油地质资源量为22.92×108t；琼东南盆地深水区天然气地质资源量为3.60×1012m3，改变了外国同行认为“南海深水区烃源潜力差”的认识。

2.3 南海北部陆缘强烈薄化带的深水区控砂机制

南海北部深水区东、西部发育差异巨大的深水沉积体系，珠江口盆地白云凹陷深水区位于古珠江出口、宽陆架之外的陆坡区，是陆源碎屑长途搬运的沉积终端。由于陆源碎屑沉积物相对较少，裂陷后期晚渐新世珠海组沉积以来的储层就成为油气勘探的重点问题。ELF、Shell等多家国际石油公司钻探失利后认为，南海北部深水区缺乏类似墨西哥湾及大西洋沿岸典型被动大陆边缘盆地发育的大型深水储集体。

图3 南海北部深水区盆地演化与烃源岩发育史模式图[17-18]

攻关研究发现，陆缘岩石圈强烈薄化带控制了南海北部的区域构造格局，进而影响了古地貌与沉积环境，在深水区发育了古珠江、古红河—蓝江两大水系供源的巨型深水沉积体系和相应的大型深水储集体[26-31]：①珠江口盆地面积为5×104km2的白云凹陷深水区的中新统陆架边缘三角洲—深水扇体系，受陆架坡折带迁移作用影响，形成两套陆架边缘三角洲—深水扇复合沉积系统；②琼东南盆地深水区长达550 km的黄流组中央大型轴向峡谷沉积体系，受复合物源供给、窄陆架、限制性的古凹槽地貌等影响，形成了多期次深水轴向峡谷沉积系统。

珠江口盆地深水区陆架坡折带控制下的陆架边缘三角洲—深水扇沉积模式揭示了陆架坡折迁移控制大型深水砂岩储集体时空展布机制[26]。研究结果表明，强烈薄化的细颈化带在坳陷期的差异沉降作用控制了新近系陆架坡折带分布和陆坡深水沉积环境的形成，陆架坡折带和低位体系域控制了砂质陆架背景下的主要优质砂岩储层分布，低位期的陆架边缘三角洲、深水重力流水道和朵叶体多期相伴发育。受台阶式沉降的控制导致陆架坡折带后撤，渐新世和中新世的两个陆架坡折带分别发育于白云凹陷南北两侧，每个坡折带分别发育了陆架边缘三角洲—深水扇沉积体系。

琼东南盆地深水区中央坳陷薄化带控制下的大型轴向峡谷水道沉积充填模式揭示了中央峡谷凹槽制约下的大规模浊积水道砂岩时空展布机制（图4）[28-30]。地壳的强烈薄化控制了裂陷后期的差异沉降，形成了东西走向、向东延伸到南海西北次海盆的巨大的带状凹槽，宏观上控制了琼东南盆地深水区中央轴向峡谷水道的形成与分布。深水轴向中央峡谷水道可分为3个演化阶段：中央峡谷形成—侵蚀阶段、中央峡谷沉积充填阶段和废弃阶段，优质储层主要发育在沉积充填阶段，储层类型以浊积水道复合体为主。

图4 琼东南盆地黄流组沉积相平面图

珠江口盆地深水区处于陆缘岩石圈强烈薄化区，特殊的构造演化、沉积充填和热史过程导致深水的油气地质和成藏条件与浅水区、陆区的明显不同。在琼东南盆地深水区勘探早期，认为崖城13-1气田的成藏模式为以崖城组三角洲发育的煤系烃源岩与陵水组三角洲砂岩储层形成的三角洲“下生上储”成藏模式，该模式制约了后来的油气勘探。经过多年攻关后，提出了琼东南盆地深水区中央大峡谷水道成藏模式、珠江口盆地深水区深水扇成藏模式和陆架边缘三角洲成藏模式，揭示了南海北部深水区油气分布规律，明确了勘探方向，天然气钻探获得了历史性重大突破。

琼东南盆地深水区中央峡谷具有“裂隙垂向输导、峡谷水道砂岩储集、块体流泥岩封盖、高效充注”的成藏模式（图5）[30-39]。黄流组中央峡谷水道从东向西横贯陵水凹陷，峡谷水道内砂体与半深海—深海相泥岩形成了优质的储盖组合，水道砂岩与深水泥岩构成的岩性圈闭被后期侵蚀充填和差异压实作用改造，形成岩性—构造复合圈闭群，通过热流体底辟及伴生的微断裂沟通深部渐新统煤系烃源岩，以高压和浮力为油气运移的主要动力，垂向运移形成天然气藏，天然气分布横向连片、纵向多层叠置、近源、垂向晚期快速高效复合成藏。该模式指导了我国第一个自营深水千亿立方米级的陵水17-2等一批大中型气田的发现。

图5 陵水17-2气田天然气成藏模式图

白云凹陷深水区陆坡深水扇具有“断层—底辟—砂体复合输导、陆坡深水扇砂岩储集、晚期构造活动驱动、高效充注”的成藏模式[14,26,40]。陆架坡折带下方的陆坡深水区发育陆坡水道、深水扇朵叶储集体，通过断裂—底辟—砂体形成的台阶式复合输导体系与深部规模高熟烃源灶沟通，幕式晚期断裂活动和底辟带泄压是主要的成藏动力，长期发育的鼻状古隆起和复合输导体系控制了油气富集成藏，以近源、晚期台阶式天然气成藏为主。该模式有效指导了流花28-2等多个大中型气田的发现。

白云凹陷深水区陆架边缘三角洲具有“断层—构造脊复合输导、陆架边缘三角洲储集、晚期断裂活动驱动、高效充注”的成藏模式（图6）。白云凹陷深水区陆架坡折带附近发育大规模的陆架边缘三角洲砂岩储集体，断裂—构造脊组合构成的油气优势输导系统，沟通了深部的多套规模烃源灶，生烃过程形成超压、晚期断裂活动造成泄压，是主要的成藏动力，长期发育的鼻状古隆起控制了油气富集带。该模式有效指导了白云凹陷北坡番禺30-1、流花20-2等陆架边缘三角洲大型油气田的发现。

图6 白云凹陷深水扇天然气成藏模式图

3 南海北部陆缘深水油气地球物理勘探技术

针对深水区特殊的地质条件和地震成像的瓶颈问题[41]，从深水地震采集技术出发，通过海上“犁式”电缆、长电缆、立体震源采集技术攻关，获得宽频带、强照明、长记录的原始地震数据；针对崎岖海底造成的地震波散射和横向速度的剧烈变化，研究波动方程叠前深度域保幅偏移方法提高成像效果；针对深水区长电缆采集地震资料，优化去噪、去多次波方法，研究远偏移距叠加波形拉伸和各向异性速度优化，解决深部结构成像问题。通过攻关海底检波器多分量地震、转换横波成像及纵横波联合反演方法，突破深水地震无法直接获取地层横波信息的屏障，改善储层流体预测精度。

为了识别陆缘岩石圈强烈薄化带的深部结构，突出以发育异常地幔高密度体为特征的岩石物性结构，构建地震资料约束条件下联合反演的地球物理模型，克服常规反演技术存在人为因素干扰、反演的多解性等问题的缺陷，精细刻画重磁异常边界，提高岩石圈结构预测的准确性和合理性，研发了针对深水区的大面积三维空间重磁震联合反演技术。

针对深水区复杂储层预测及流体识别难题，进行分频AVO技术、小波域储层流体识别技术及纵横波联合反演等技术攻关研究，建立深水区无井或少井条件下储层预测及流体识别技术体系，提高预测精度；通过研发、应用、创新、集成，建立了深水区油气勘探地球物理技术体系。

3.1 “犁式”电缆宽频和立体震源采集处理技术

开发的“犁式”电缆宽频采集处理技术解决了鬼波干涉这一困扰海上地震成像多年的世界级难题[42]，电缆作业深度为100 m（常规采集电缆作业深度为20 m）；地震道间距为3.125 m（常规为12.500 m），电缆深度定位精度为0.5 m（常规为1.0 m），使地震频带宽度从3个倍频程拓宽至5个倍频程，低频端由6 Hz拓宽至3 Hz，高频端由80 Hz拓宽至120 Hz，主频提高了15～20 Hz（图7），与国际一流的法国地球物理公司水平相当，技术整体达到国际领先水平。

图7 “犁式”电缆采集地震资料鬼波压制前后频谱对比图

研发了包括延迟激发—高分辨率梯形立体阵列震源组合、大容量平行四边形立体震源组合等多项立体震源采集处理技术，优化了地震子波，消除了震源鬼波干扰，拓展了频带宽度，提高地震分辨率及成像质量，主要目的层段信噪比提高35%；波动方程叠前深度域保幅偏移、远偏移距叠加波形拉伸和各向异性速度优化等技术改善了崎岖海底区地震成像质量，恢复了构造真实形态。

3.2 三维空间高精度重磁震联合反演技术

研发了重磁聚焦正则化反演、重磁三维共轭梯度最优化技术，建立了地震约束下的岩石圈异常体速度—密度关系模型，集成创新了三维高精度重磁震联合反演技术，在南海北部实现了面积达95×104km2、网格精度达2 km×2 km×1 km的大面积高精度三维重磁震联合反演，获取了与实测数据吻合的岩石圈物性界面、异常地幔体的空间分布数据体，明确了南海北部陆缘岩石圈结构、深水区地壳薄化和洋陆转换带特征。

3.3 深水油气勘探海底检波器地震处理和纵横波联合反演技术

将海底检波器采集用于深水油气勘探，首次直接获取白云凹陷深水区含油气层系的横波资料。自主研发了二次定位、双检合并、纵横波分离处理、R/T旋转、镜像偏移等配套处理技术和联合反演技术，从地震数据中直接获取纵波阻抗、横波阻抗和纵横波速度比属性。使含油气储层弹性参数预测准确度由国际常规水平的88.8%提高到97.6%，主频由19.9 Hz提高到25.1 Hz，显著改善了储层预测和流体识别的精度。

3.4 深水储层物性—含油气性定量评价技术

研发了深水岩石物理综合分析、复杂储层物性—含油气性定量评价等技术，创新了基于小波理论的储层综合定量振幅烃类识别技术、叠前多参数预测技术、5参数基本小波构建的分频AVO技术、双相介质小生境多参数联合反演算法和频散介质分频AVO反演技术。使琼东南盆地深水区含油气目标预测成功率从12%提高到88%。

4 深水安全高效钻完井作业技术

针对深水“极窄”的钻井作业窗口，以及溢流、卡钻、井漏等复杂情况的问题，目前通常采用多层次套管结构，以获取较高的压力窗口来保证作业的安全，但该常规手段增加了建井周期和作业成本。通过开展深水钻完井作业地层漏失机理研究，强化随钻压力监测和全过程环空当量循环密度（ECD）控制技术，开发承压堵漏颗粒，解决“极窄”压力窗口安全作业技术难题。

在深水钻完井作业过程中，由于泥线低温环境，极易形成水合物，一旦形成水合物，就会堵塞或损害防喷器（BOP）、地面测试设备失效、改变钻完井液性能等，进而造成井下复杂情况及井控安全事故。为解决这一技术难题，通过建立天然气水合物理论预测模型，开展室内试验研究，对水合物的形成条件进行模拟和预测，得出抑制剂类型、浓度、地层水、钻井液、测试液对水合物生成条件的影响，建立南海北部深水气田水合物预测及预防模型；针对性分析钻井、测试、生产过程中的工况条件，以目标井水合物相态曲线为基础，对在钻井、测试和生产过程中各种工况下形成水合物风险的可能性进行预测评估，提出经济安全和简单易行的预防措施，指导现场作业，保证钻完井、测试和气体生产的安全实施[43]。

针对国际深水测试常规做法测试准备时间长、测试设备占用大量平台甲板空间、作业效率低、安全问题突出、费用巨大等难题。以测试设备和流程管线所占空间最小为目标，在满足设备功能的前提条件下，充分考虑作业人员安全操作空间、方便作业等因素，进行测试设备选型，实现海上作业陆地化，开展深水测试地面设备模块化，形成具有自主知识产权的深水地面测试流程。

4.1 一种深水探井井壁主动强化技术

研制了预交联凝胶自适应承压堵漏颗粒，集合随钻压力监测、全过程环空当量循环密度（ECD）控制技术，改善深水窄压力窗口探井作业环境。预交联凝胶自适应承压颗粒通过架桥堵塞、骨架支撑、膨胀压实、化学胶结等作用来提高井壁周围的承压能力，相对原钻井液可提高地层承压能力2.07 MPa，极窄安全窗口空间提高30%，井身结构层次从6层次减至4层次程序，有效解决了深水窄密度窗口钻井溢流、卡钻、井漏等复杂情况频发的问题，保证了深水弱成岩地层的钻井作业的安全高效进行。

4.2 深水表层集束批钻模式

通过建立集束批钻最优化方案选择模型，对软硬悬挂模式下平台井间移位的所有工况进行分析，得到各工况下隔水管的结构响应，结合隔水管软悬挂和硬悬挂模式下作业准则，得到两种悬挂模式下许可的平台井间移位许可航速（图8），创立了深水表层集束批钻模式，达到了琼东南盆地深水区中央峡谷带砂体群的快速钻探和和高效评价的目的，该作业模式每批次节约工期8～10天。

图8 携带隔水管航行波高与流速关系图

4.3 深水大产能安全高效测试模块化技术

通过深水测试地面设备选型、模块化组合设计、结构强度校核、测试地面流程优化设计，形成了以深水测试地面设备集成布控技术、深水测试地面设备模块化设计校核技术、深水测试地面流程优化设计技术和地面设备模块安全高效安装调试技术为核心的深水测试地面设备模块化技术体系，实现了大产量高流速下的水合物预防、出砂、振动监测和紧急关断功能，保证了在测试产量达到200×104m3/d和平台在极端操作条件下的作业安全，节省甲板有效使用面积40%，单井节约安装工期60%，节约测试成本超过1亿元。

5 油气勘探成效

通过持续研究与成果应用，创建了南海北部深水油气成藏理论、创新了南海北部深水地球物理勘探关键技术和深水安全高效探井作业技术，该地质新理论及相关配套技术有效指导了深水区的油气勘探实践，实现了我国深水油气勘探历史性重大突破，勘探成效显著。截至2019年底，已取得陵水17-2等一批大中型商业油气发现，探明天然气储量超过3 700×108m3，原油储量超过7 200×104t。其中，荔湾3-1气田于2014年建成投产，成为我国第一个深水油气生产基地；陵水17-2大气田正在开发建产中。

5.1 发现我国首个深水大气田及多个大中型油气田群，实现了深水区大中型油气田勘探的突破和持续发现

在南海北部深水油气成藏理论的指导下，在地球物理勘探关键技术和深水安全高效探井作业技术的支撑下，开展深水有利油气聚集区带的评价，优选了一批重点钻探目标。2006年钻探发现荔湾3-1气田，实现了我国深水勘探的里程碑式突破。继荔湾3-1气田之后，在白云凹陷持续发现流花28-2、流花20-2等一系列大中型油气田。

5.2 深水区中央峡谷水道天然气勘探获得历史性突破，发现了陵水17-2大气田，并持续获得突破

在上述理论与技术指导下，开展琼东南盆地深水有利油气聚集区带的评价，优选了一批重点钻探目标，发现了陵水17-2大气田，实现了我国深水区首个千亿立方米级大气田勘探突破。随后相继发现了陵水25-1、陵水18-1和陵水18-2大中型气田。

5.3 我国首个深水气田荔湾3-1气田成功投产

2014年4月23日在白云凹陷实现首个深水天然气田荔湾3-1的成功投产；2020年9月流花20-2油田顺利投产；陵水17-2大气田预计2021年建成投产。

5.4 推动了南海深水区油气的勘探与开发

上述成果为我国南海北部深水海域油气勘探重大突破提供了理论和技术支撑，指导了对深水区盆地的富烃凹陷评价优选、成藏条件研究及优质储层评价，在勘探目标区带、靶点选择和气田储量、油气田总体开发方案（ODP）设计中发挥了重要的技术支持作用。目前，在南海北部深水区已部署采集三维地震超5×104km2、二维地震超过10×104km，在白云凹陷、荔湾凹陷、长昌凹陷、松南—宝岛凹陷以及陵水—乐东凹陷发现了一批有利勘探目标。