准噶尔盆地石炭系火山岩地震勘探关键技术

顾 雯 印兴耀 卞保力 于宝利 邓 勇 林 煜

(①中国石油大学(华东)地球科学与技术学院，山东青岛 266555；②东方地球物理公司研究院，河北涿州 072751；③新疆油田勘探开发研究院，新疆克拉玛依 833699)

0 引言

中国的火山岩油气勘探大致经历了偶然发现、局部勘探和全面勘探三个阶段,目前已经进入全面勘探阶段。在准噶尔、松辽、渤海湾、四川等多个含油气盆地，火山岩油气藏已经成为增储上产重要的领域之一[1-2]。近年来，学者们在火山岩油气成藏模式及控制因素[3-9]、火山岩储层研究等方面取得了诸多成果[10-14]。目前，地震勘探技术对火山岩油气勘探起着重要作用，且处于快速发展中。因此，本文选择油气勘探历史悠久、资源量大、具有代表性的准噶尔盆地石炭系火山岩开展地震勘探关键技术的论述。

准噶尔盆地的火山岩油气勘探始于1957年，以克拉玛依油田石炭系基岩风化壳中首次发现火山岩油藏为代表。之后，在盆地西北缘、陆梁隆起带、五彩湾凹陷、克拉美丽山前带等多个区带又相继获得了油气发现，累计落实火山岩有利勘探面积约为3.0×104km2。截止2022年，准噶尔盆地石炭系火山岩探明石油地质储量为4.52×108t，天然气地质储量为7.53×108m3。

按照火山岩储层类型，准噶尔盆地石炭系火山岩油气藏可以划分为原生韵律型和风化壳型两种类型。原生韵律型火山岩油气藏是指火山岩多期喷发形成的爆发角砾岩、上覆熔岩和火山沉积岩形成的有利储盖组合；风化壳型火山岩油气藏是指火山岩风化淋滤改造而形成的有利储层及与上覆盖层形成的有利储盖组合。从共性方面看，两类火山岩区地表均为沙漠或戈壁，地震反射能量弱、成像品质差，因而需要提高地震资料的成像精度和信噪比。从差异性方面看，原生韵律型火山岩埋藏较深，岩性以中酸性爆发相为主，火山机构与岩相组合直接决定了优势储层分布。针对此类火山岩，增强深层地震反射能量和提高相对分辨率，按照相控思路逐步开展储层预测是关键；而风化壳型火山岩主要位于盆地西北缘逆冲断裂带，地下地质构造复杂，岩性以中基性溢流相火山岩为主，淋滤强度和断裂展布共同控制储层物性[10]，风化壳、断裂的高精度地震资料成像和精准归位是寻找规模储层的关键。

本文从地震资料采集入手，分析基于“两宽一高”地震资料的采集、处理、解释等关键技术在准噶尔盆地石炭系火山岩勘探中的应用效果。目前，原生韵律型和风化壳型火山岩的预测技术均已实现了由简单刻画火山机构、相带向精细刻画火山岩优势储层的转变。前者是以低频可控震源采集与能量补偿、多属性融合岩相识别及相控优势储层反演等技术为核心；后者是以 “真”地表TTI各向异性叠前深度偏移、强反射伴随相位消除及断裂系统精细刻画等技术为核心。依托地震勘探技术的进步，以西北缘车探1井、腹部石西16井为代表的一批探井相继在火山岩中获得油气发现。

1 原生韵律型火山岩地震勘探关键技术

1.1 技术思路

2005年，在准噶尔盆地石炭系原生韵律型火山岩中发现克拉美丽大气田。该类火山岩主要发育于盆地腹部深层的上石炭统，距石炭系顶面垂向距离大于350m。火山岩岩性多为中酸性，发育爆发相火山角砾岩等有利储集岩相，储集空间以原生基质孔隙为主。储层分布通常受火山机构和喷发旋回联合控制。

原生韵律型火山岩油气藏在地震勘探过程中主要面临以下难点：①地表以沙漠、戈壁为主，火山岩埋藏较深(普遍深度>4000m)，地震资料的高频信息衰减严重，原始信号低频部分缺失，信噪比较低；②火山岩岩石类型复杂，既有以火山角砾岩为代表的火山熔岩，也有玄武岩、安山岩、英安岩、流纹岩等火山碎屑岩，还有次火山岩、火山沉积岩等，不同岩性组合之间的界限不清，无法精准刻画火山机构及岩相分布规律；③火山岩储层横向变化快、成层性差，现有基于层状碎屑岩储层的反演方法不能完全适用，储层预测精度低。

针对上述难点，在火山岩油气勘探实践中逐渐形成了一套有效的深层原生韵律型火山岩储层定量预测技术系列(图1)。首先，在地震资料采集方面，采用大吨位低频可控震源与长排列、小道距组合，有效提升深层原始地震资料品质；其次，在地震资料处理方面，采用叠前保幅多域逐级去噪、VSP约束下的低频能量补偿和基于SRME(Surface-Related Multiple Elimination，去除地表相关多次波)的多次波综合压制等技术，提高地震资料相对分辨率，使火山岩内幕结构更加清晰；然后，在地震资料解释方面，采用多属性融合技术识别火山岩相、相控反演技术预测优势储层及进行含油气检测等。通过上述技术的应用，准噶尔盆地腹部石西—滴南地区钻井成功率从56%提升到83%，探明储量由少于400万吨增至近8000万吨。本文以石西—滴南地区为例，对其中的几项关键技术进行论述。

图1 原生韵律型火山岩储层定量预测技术流程

1.2 低频可控震源采集与补偿处理技术

以往地震资料采集以炸药震源为主，作业成本较高，频率不可调控，导致地震资料品质无法满足石炭系火山岩成像需求，从而制约了火山岩油气勘探进程。

可控震源可提供低频信号。与中、高频信号相比，低频信号穿透能力强，更有利于深层火山岩地震反射成像。低频端信号的扩展可以改变地震相关子波形态，更有利于提高深层地震资料的空间分辨率。低频信号常具有低频伴影现象，更有利于叠前资料的含油气检测。

准噶尔盆地是中国第一个开展可控震源高效采集试验的含油气盆地。该技术为深层原生韵律型火山岩油气勘探由“粗放型”转向“精细型”提供了资料基础。

可控震源采集技术主要包括以下4项关键措施：①在使用大吨位低频可控震源的基础上，优化扫描频率、长度及低频线性长斜坡设计，确保了在机械性能稳定的前提下增加低频信息和下传能量，拓展了常规可控震源缺失的低频信息；②采用长排列和低频单点数字检波器接收，实现了“原生态”地震波采集，保证了低频信息的接收效果；③采用优化后的高密度、宽方位观测系统，满足了深层偏移成像对完整空间采样的需求，大幅度提升了火山岩内幕信噪比；④采用动态滑动扫描和基于航测影像的数字化地形特征提取等辅助手段，提高了可控震源施工效率，实现了真正意义上的高效采集。

以石西—滴南地区石炭系火山岩为例，可控震源采集的地震资料起始扫描频率由3Hz降低至1.5Hz，覆盖次数从72次提升至1458次，观测方位(横纵比)从0.46扩大到0.82，炮道密度从3.5×105/km2跃升至5.3×106/km2。

石西—滴南地区石炭系火山岩的地震反射优势频带在30Hz以下，因此除了激发条件的改变外，低频能量补偿也很重要。低频能量的补偿方法是：在地震正演的基础上，通过VSP资料提取子波，利用傅里叶变换将子波变换到频率域，进而通过谱白化对振幅谱的低频端能量进行加强，最后将补偿后的零相位子波作为期望输出，求取补偿因子并将其应用于实际数据。相对于直接进行谱白化处理，该方法补偿的低频能量为有效的反射信息，有效解决了石炭系地震反射低频能量不足和低频段信噪比低等问题，提高了石炭系内幕成像质量和保真度。频带由3～25Hz拓宽到8～46Hz(图2)。经钻井验证，井震吻合率从原来的65%提高至85%。

图2 石西—滴南地区石炭系火山岩常规三维地震剖面低频补偿前(a)、后(b)效果对比

1.3 基于扩展SRME的多次波综合压制技术

准噶尔盆地发育侏罗系煤层、三叠系/二叠系区域不整合面等多套强地震反射界面，导致石炭系内幕多次波发育、火山岩岩体成像不清晰。

SRME方法[15]预测多次波场本质上就是空间褶积求和，将SRME扩展到层间多次波预测，就是波场的向上延拓(相关)和向下延拓(褶积)的组合。扩展SRME的多次波压制技术[16]则是把自由表面多次波作为层间多次波的一个特殊情况，从而压制各种层间多次波。因此，在叠后压制多次的基础上，利用共聚焦点(CFP)道集，将表面多次波压制技术应用到地下地层反射，可以有效压制层间多次波。

近几年来，采用基于扩展SRME的叠后多次波模型相减法压制多次波，石炭系内幕全程多次波与层间多次波均得到较好的压制，CRP道集(图3红框区域)质量与偏移成果(图4椭圆区域)的资料品质均明显提高。

图3 石西—滴南地区石炭系火山岩多次波压制前(左)、后(右)CRP道集对比

图4 石西—滴南地区石炭系火山岩多次波压制前(上)、后(下)偏移剖面对比

1.4 基于多属性融合的火山机构与岩相精细识别技术

火山机构识别是火山岩岩相研究的基础，其中火山口是火山机构最为明显的识别标志。准噶尔盆地石炭系火山岩喷发模式属中心—裂隙复合式[17]。

火山机构是指火山通道、火山口、火山锥、放射状和环状岩墙群等与火山作用有关的岩石构造体[10]。火山机构识别方法为：①确定地震资料成像优势频带，突出火山机构成像特征。分频扫描结果表明，与全频带、10Hz低通滤波剖面相比，在20Hz低通滤波地震剖面上石炭系成像精度更高，内幕反射特征更清楚。而在30Hz高通滤波地震剖面上，石炭系基本没有有效信号。②在20Hz低通滤波数据体上，通过地震反射层位拉平的数据体切片、沿层相干属性以及地震剖面综合识别火山口位置。

一般来说，中心式喷发火山口在地震剖面上表现为火山口周缘地层呈近似对称分布和杂乱反射特征，在相干体切片或时间切片上表现为环形、圆形或者椭圆形特征；裂隙式喷发的火山岩浆沿断裂上涌，侵入围岩，火山口平面分布与基底断裂带延伸方向大体一致，在相干体切片或时间切片上表现为火山岩沿断裂带呈杂乱分布特征。由图5可见，利用优势频带地震数据刻画火山机构，黑色虚线圆圈代表火山口，在D101井附近表现为中心式喷发火山口；在 DX34井东南向附近表现为裂隙式火山口特征。

图5 不同数据石炭系顶界向下30ms沿层相干属性上为全频带数据，下为优势频带数据

在火山机构识别的基础上，可进一步开展火山期次与岩相刻画，为后续储层预测奠定基础[18-19]。由于准噶尔盆地火山岩岩性种类繁多，井间岩性划分标准不统一，这导致岩性解释不一致，给钻井的岩相划分与优势岩相预测带来困难。

在开展岩相识别前，必须首先利用岩石薄片、取心资料，并结合常规测井与成像测井(FMI)开展岩性复查，确保基础资料可靠；然后选取典型井的火山岩段，开展不同类型火山岩测井曲线矩阵交会分析，优选自然伽马与密度作为敏感测井曲线并用于岩性识别；最后建立适用于本区的火山岩岩性测井解释图板，重新确定岩性。

准噶尔盆地原生韵律型火山岩岩性大致可分为三个区：火山角砾岩区、过渡岩区和火山熔岩区。从火山碎屑岩到火山熔岩密度依次增大；从基性、中性到酸性火山岩自然伽马逐渐增大。同质的火山碎屑岩的自然伽马值明显低于火山熔岩(图6)。

图6 石西—滴南地区石炭系原生韵律型火山岩测井岩性识别图板

根据测井岩性识别图板进行单井火山岩相划分；再根据合成地震记录可以确定不同火山岩相的地震响应特征。

爆发相表现为中—弱反射振幅、低频特征，同相轴反射杂乱，丘状外形；溢流相表现为中—弱反射振幅、中低频特征，同相轴较连续，外部形态为席状、楔状、层状；火山沉积相表现为强反射振幅、中频特征，同相轴连续性好，层状外形。

由于利用任何一种单一地震属性均难以准确预测火山岩岩相，因此采用熵值分析法对振幅、连续性、频率和纹理等四大类46种属性进行敏感性排序，最终优选出振幅绝对值、峰值振幅、反射强度×相位余弦、纹理体—相关度、纹理体对比度等5类属性体进行加权融合，以识别火山岩岩相。

该技术在KM1井区应用效果较好。火山岩岩相预测符合率由应用单一属性时的64%提高到89%。图7为KM1井区典型地震岩相预测剖面，在该剖面上共识别火山机构2个、火山喷发旋回3套，不同旋回期次与不同岩相之间界限清晰。其中，火山爆发相(黄、红黄色过渡区)表现为中弱振幅、低频、杂乱反射特征；火山沉积相(红色区)表现为强振幅、中频、连续反射特征；溢流相(绿色区)表现为中弱振幅、中低频、连续反射特征。同一火山机构内部，近火山口为爆发相，火山口两翼逐渐过渡为溢流相或火山沉积相。

图7 KM1井区原生韵律型火山岩优势属性融合岩相预测剖面

1.5 火山岩岩相控优质储层预测技术

现有的地震波阻抗反演方法主要是针对常规碎屑岩储层。低频约束模型是以均匀介质为基础，再对测井曲线进行线性内插。火山岩储层多为块状、非均质性，很难利用线性模型约束[20]。因此，在准噶尔盆地原生韵律型火山岩的勘探实践中，采用基于火山岩岩相约束的相控反演技术预测优质储层。

火山岩优质储层的分布受火山岩岩相控制，各相带内部储层物性特征存在明显差异。因此，首先在岩相的基础上进行敏感参数的交会分析，火山岩优质储层表现为低阻抗、低密度的特征，其中爆发相火山岩优质储层密度≤2.55g/cm3，纵波阻抗≤12000m/s·g/cm3；溢流相优质储层密度≤2.55g/cm3，纵波阻抗≤13500m/s·g/cm3。然后以火山岩垂向喷发期次作为一维垂向约束，以爆发相、溢流相等火山岩岩相带为二维侧向约束，以多属性融合岩相体作为三维约束，建立相控初始地震地质模型(低频模型)，该初始模型更符合地质规律(图8)。在此基础上进行地震波阻抗反演，得到具有岩相背景的波阻抗数据体。从最终反演结果来看，优质储层的分布明显受火山岩岩相控制，且纵向上波阻抗变化趋势合理(图9)。其中，爆发相内部优质储层主要为低波阻抗、块状分布，具丘状、杂乱地震反射特征；溢流相内部优质储层主要为中低波阻抗、近层状分布，具较连续地震反射特征；火山沉积相为非储层，波阻抗值最低。应用该技术使盆地腹部火山岩储层的预测结果与钻探结果的平均符合率由65%提高至81%。

图8 石西—滴南地区石炭系原生韵律型火山岩井内插低频模型(上)与相控约束低频模型(下)对比

图9 石西—滴南地区石炭系原生韵律型火山岩地震剖面(上)与相控反演波阻抗剖面(下)对比

2 风化壳型火山岩地震勘探关键技术

2.1 技术思路

准噶尔盆地风化壳型火山岩多分布于西北缘逆掩断裂带上盘的下石炭统，距石炭系顶面垂向距离小于350m，基岩为中基性火山岩，发育新生古储型油藏。风化壳型火山岩受后期抬升、剥蚀作用，储层物性更多地由风化淋滤时间和断裂带控制，储集空间主要为粒间溶孔和微裂缝。从空间分布趋势来看，距离石炭系顶界风化面越近、距离大断裂越近，火山岩储层渗流能力越好。

准噶尔盆地风化壳型火山岩油气藏在地震勘探过程中主要面临以下难点：①邻近山前带，地表存在高程差异，且浅层砂砾岩低降速带横向速度变化大，纵向地层厚度变化大，静校正问题严重；②火山岩倾角大，风化壳顶界及内部地层成像质量差，火山岩分布难以准确落实；③控制断阶展布的逆掩断裂的地震资料偏移归位不准确，多解性强；④火山岩裂缝具控藏作用，但分布规律难以预测。

针对上述难点，在火山岩油气勘探实践中逐渐形成了一套有效的风化壳型火山岩地震勘探技术系列(图10)。在地震资料采集方面，采用高密度、宽方位观测系统，并且利用大折射和表层调查资料，进行近地表综合建模，有效提升原始地震资料品质；在地震资料处理方面，以续至波综合压制、高精度速度建场、“真”地表TTI叠前深度偏移技术为核心，实现构造、地层和断裂精细成像；在地震资料解释方面，开展关键期古地貌恢复与多属性断裂精细识别，为落实有利目标区及井位部署提供技术支撑。

图10 风化壳型火山岩地震定量预测流程

2.2 续至波综合压制技术

在遇到强波阻抗界面时，下伏地层中往往发育一套与强反射界面地层产状相同、频率较低、振幅较强的同相轴。该同相轴为续至波，影响下伏地层的真实成像。

在地震资料处理过程中，通常采用串联反褶积压缩子波，这是基于地震信号是最小相位的假设条件。

然而实际地震信号是混合相位，在经过预测反褶积处理后，会带有一定延续时间的低频伴随相位。它与不整合、强波阻抗界面(风化壳顶面)下伏地层反射波发生干涉，具有频率低、振幅强、与不整合界面地层产状一致等特点，严重影响火山岩成像。

基于地震信号分析，根据测井数据、地质分层数据、地震数据中的续至波，明确低频续至波的地震响应特征，再通过层位解释建立地层模型，对频率特征和地层产状进行约束，开展基于地质层位约束的衰减噪声预测。该方法在F-X域实现，根据实际地震资料有效信号的频率、地层的产状与续至波频率、产状的区别，对强波阻抗界面进行层位解释，建立空间模型，并根据模型预测可能产生的低频续至噪声，通过与原始数据最小二乘法滤波，达到衰减续至波的目的。

石炭系顶面为强地震反射界面。钻井揭示，H181井火山岩倾角为45°～55°；H891井火山岩倾角为55°～70°。续至波压制后(图11)，火山岩内幕反射结构、地层接触关系、尖灭点更加清楚，资料品质改善明显。

图11 准噶尔盆地西北缘石炭系顶面续至波压制前(左)、后(右)对比

2.3 “真”地表TTI各向异性叠前深度偏移技术

准噶尔盆地西北缘地表高低起伏，以山地、山前冲沟和沙漠为主，浅表层速度变化快，特别是砾岩分布不均衡，难以建立准确的速度模型。此外，受深层逆掩推覆构造的影响，石炭系火山岩倾角大，并且由于测井资料分布不均衡，在横向上很难精确地填充速度，难以建立准确的速度场。

以往采用CMP平滑面作为偏移基准面，很难准确拾取静校正量，静校正误差会导致速度畸变，从而影响成像精度。本文利用地表高程数据对全区高程进行适当的小平滑处理(平均半径为300m)，得到一个近似“真”地表的高程平滑面。将它作为统一的偏移基准面，可有效解决以往人为改变传播路径所导致的波场畸变。

需要注意的是，由于“真”地表叠前深度偏移建模需要嵌入层析反演的表层速度，因此高程平滑需要与层析反演的面元平滑尺寸保持一致。在此基础上，利用超深微测井层析反演浅表层模型，综合测井、露头、构造模式等信息建立深度域构造模型，将初至波层析静校正反演获取的浅表层速度场嵌入表层速度，并利用测井速度等信息约束速度场，完成初始速度场的构建；然后通过多轮层析反演得到精确的各向同性速度场和高质量的叠前深度偏移数据体；再通过井震结合求取TTI介质的各向异性参数(如ε、δ、各向异性速度等)数据体，基于数据体提取的倾角、方位角等属性体进行TTI各向异性深度偏移，多轮迭代各项异性参数，得到各向异性偏移结果。

在偏移过程中，首先通过地震数据体的连续性参数评价地震资料高、低信噪比区域；然后分区进行迭代，针对较高信噪比区域利用剩余速度分析、网格层析反演等进行迭代，针对低信噪比区域则采用速度百分比扫描获取精准的VTI各向异性速度场；最终基于TTI介质的各向异性倾角和方位角参数的迭代完成TTI各向异性叠前深度偏移(图12)。与叠前时间偏移数据(PSTM)相比，高陡区石炭系火山岩地震成像效果明显改善，断点更加清楚、地层成像更清晰(图13)。

图12 “真”地表TTI各向异性叠前深度偏移技术流程

图13 准噶尔盆地西北缘石炭系火山岩叠前时间偏移(左)与“真”地表TTI叠前深度偏移(右)地震剖面对比

2.4 古地貌恢复技术

准噶尔盆地西北缘断裂带上盘石炭系火山岩经历了约84Ma的沉积间断，发育风化壳储集层。风化淋滤期的古地貌和成藏期的古构造是风化壳火山岩规模成藏的主控因素。前者影响火山岩剥蚀和风化淋滤的差异化强度，进而控制风化改造后的有效储层空间分布；后者与现今构造一起共同决定油气二次运移后的汇聚和保存。

目前常用的古地貌恢复法主要有印模法、V字填图法及残余厚度法等。考虑到火山岩为事件沉积，且火山岩体多呈块状、横向变化极快，因此优选印模法，利用深度域数据恢复古地貌单元。该方法以补偿沉积原理为基础，风化侵蚀面至其上覆稳定洪泛面的厚度反映古地貌，地貌单元大致可划分为高地、斜坡带、风蚀残丘和洼地四类(图14)。其中，印模厚度较小的高地与残丘储层风化改造条件最为有利，斜坡其次，洼地最差。

图14 准噶尔盆地西北缘石炭系火山岩风化淋滤期古地貌刻画结果(沿上乌尔禾组拉平)

2.5 断裂系统精细刻画技术

在压扭应力作用下，准噶尔盆地西北缘发育多排逆冲断层。断层作为大气淡水、深部热液的垂向输导通道，可与风化壳组成溶蚀网络体系。断裂附近的风化壳储层改造程度更高。钻探揭示，大断裂附近火山岩有效储层距离风化壳顶面的距离可超过1000m。此外，逆冲断层附近常伴生构造型裂缝发育带。裂缝发育带位于主断裂附近1000～1500m范围，油井的渗流半径多超过500m，裂缝对储层渗流能力具明显的控制作用。

基于宽方位、高密度地震数据的分方位—分频—多属性融合技术可以精细刻画风化壳火山岩断层。该技术以构造应力场、剪切应变椭球体理论为依据，在初步判断断层分布规律的基础上，选择敏感方位角数据，利用不同方位地震数据识别不同走向断裂；然后对比相干、方差、边缘检测及曲率等属性，确定不同地震属性对不同尺度断裂识别的能力。一般来说，相干属性能够反映较大尺度的断裂，而曲率属性对同相轴错断或者扭动更敏感，包含更多尺度较小的断裂信息；同时，由于不同尺度断层对频率的响应特征不同，因此针对不同尺度的断层可以通过优势频带选取，以增强断裂固有频率信号的成分特征，突出断层信息，减少噪声影响；最终采用核主成分分析属性压缩法，将基于不同方位、不同频带、不同属性的多尺度断层预测结果进行融合，可实现断层精细刻画(图15)。由图15可见，断裂刻画更加清楚，大断裂附件伴生的局部微小断裂也清晰可见。

图15 准噶尔盆地西北缘H18井区石炭系顶面相干属性(左)与多属性融合(右)对比

风化壳型火山岩的裂缝预测已经由利用叠后地震资料转向叠前，椭圆拟合是目前最主要的方法。但受火山岩强非均质性影响，用于利用叠前资料预测的原始OVT道集资料信噪比普遍偏差，且能量不均衡，如何改进道集品质，提高椭圆拟合准确度是关键。

针对这一问题，首先开展不同炮检距叠加方案的优选。以H18井区三维地震资料为例，相比近、中、远炮检距和全炮检距道集，800～4000m炮检距叠加道集信噪比高、能量更均衡。在此资料基础上可进一步开展椭圆拟合预测裂缝。其次按照不同的方案对方位角进行叠加、优选，在固定炮检距800～4000m后，对原始道集按照12、24、36、48、180、360道和全数据叠加。对比发现，按照36道叠加时资料信噪比相对更高，同时能量均衡也更合理，因此优选800～4000m炮检距、方位角按照36道叠加的方案作为最终OVT叠加方案用于叠前资料的裂缝预测。最终预测裂缝的分布趋势与上述多属性融合的断层刻画结果高度一致，且距大断层越近，裂缝密度越大。

3 认识与展望

本文以准噶尔盆地石炭系火山岩为例，将火山岩油气藏分为原生韵律型和风化壳型两大类，分别论述地震勘探关键技术。对于原生韵律型火山岩，按照岩性油气藏的思路，采用低频可控震源采集、井控低频补偿以及层间多次波压制处理技术，大幅度提高了深层地震资料的保真度与空间分辨率；以多属性融合技术预测的火山岩相为约束，再通过叠后相控反演，可实现优势储层的定量预测。对于风化壳型火山岩，按照后期改造型油气藏的思路，通过强反射界面续至波压制、“真”地表TTI叠前深度偏移以及古地貌恢复与断裂预测等技术，开展地层与断裂精细成像与刻画。

火山岩油气藏勘探关键是有利储层预测，在地震资料采集、处理方面均应注重火山岩低频成像技术研究；在解释方面要从微观岩石物理分析出发，构建适用于火山岩的岩石物理模型。另外，基于深度学习的地震属性融合、反演及各向异性裂缝预测是未来火山岩油气藏地震勘探技术的一个发展方向。