0 引言

全球页岩气持续、快速增长，2020年产量为7700×10⁸ m³，占全球天然气总产量的18%。与2010年相比，2020年页岩气产量增长了5853×10⁸ m³，占天然气增量的76%。美国深层页岩气主要分布Haysesbille、Eagle Ford、Cana Woodford等区块，2020年产量为1882×10⁸ m³，占美国页岩气总产量的26%。美国深层页岩气探明储量也在不断攀升，从2014年的18000×10⁸ m³增至2019年的36400× 10⁸ m³，储量占比达到36.42%^[1]。

中国海相页岩气资源丰富，地质资源量为80.45×10¹²~144.5×10¹² m³，其中深层(3500 m以下)资源量占65%以上^[2]。四川盆地是中国页岩气的主要产区，深层资源量为11.2×10¹² m³，占比超过69%^[2]。

从2006年开始，中国石油天然气股份有限公司与壳牌公司联合评价、合作开发四川盆地川南地区深层页岩气；之后壳牌公司、BP公司退出。截至目前，中国石油可以自主评价、工业化开采，川南地区深层页岩气勘探已经取得了实质性的突破。一是启动了100×10⁸ m³页岩气的开发与建设，落实了泸州地区深层页岩气万亿方储量规模；二是发现了威远、泸州、渝西等深层页岩气有利区块，多口钻井获得了20~50×10⁴ m³/d的测试产量，特别是泸203井测试产量达138×10⁴ m³/d，最终可采储量(EUR)达1.9×10⁸ m³，是中国深层页岩气第一口日产超百万方的水平井^[3]。

近年来，中浅层页岩气地球物理勘探技术取得了一些进展^[4-6]，并在页岩气勘探开发过程中发挥着重要作用^[7-12]。但是，深层与中浅层页岩气地质特点不同，因而中浅层页岩气地球物理勘探技术不能完全满足深层页岩气勘探与开发的需求。为此，本文研究团队通过近几年的攻关研究，梳理、总结了深层页岩气的地球物理配套技术的最新进展以及成效。同时，指出了深层页岩气地震勘探的下一步攻关方向。

1 川南地表及地质特点 1.1 地表条件复杂，横向变化快

川南页岩气区地表条件复杂，主要表现在三个方面：①出露岩性较为复杂且横向变化快，寒武系、奥陶系、志留系、二叠系、三叠系均有出露，主要岩性有砂岩、泥岩、碳酸盐岩等。砂岩和碳酸盐岩占比大，如在长宁地区宁209三维区，出露砂岩和碳酸盐岩占比共达到80%。②地表为典型的复杂山地地形，地面高差大，横向变化快，长宁地区宁209三维区地面高差最大达1600 m。③深层页岩气产区工业较发达，人口稠密，厂房、城镇众多。

1.2 地下构造变形强烈，地应力复杂

川南地区深层页岩气区经历了加里东、海西、印支、燕山和喜山期等多期次构造运动，这造成了地下构造变形强烈，同时造成了地应力方向多变、施工压力高等复杂条件。研究区发育不同组系、不同方向的构造和断层，其中微幅度构造、微断裂非常发育。

1.3 最优靶体厚度小

北美地区优质页岩厚度较大，一般为几十米，最厚甚至可达百米。而川南地区最优靶体储层厚度较小，在威远和长宁地区仅0~5 m；泸州地区稍厚，也仅有十多米。

2 深层页岩气地震勘探难点和需求 2.1 地震勘探难点 2.1.1 地面施工难

深层页岩气区地表条件复杂，给地震资料高效采集、安全施工造成了很大困难。地表岩性复杂导致激发、接受条件较差，耦合关系不好，得到高品质单炮的难度较大；地面高差大和厂房、城镇稠密造成观测系统不规则，激发、接收的有效率不高。这些因素均会给后续地震资料高精度成像带来困难。

2.1.2 高精度成像难

深层页岩气埋藏深，地震能量衰减快，地震资料分辨率低。盆地腹部发育的断裂导致地震波场复杂，地震资料高精度成像困难。地震资料成像精度不高且最优靶体薄、微幅度构造发育等导致了水平钻井准确入靶、提高钻遇率难，易产生卡钻、漏失等事故风险。

2.1.3 压裂改造难

川南地区深层页岩气具地应力高、应力差大、天然裂缝发育等特征，这给压裂改造带来困难。压裂施工压力高，普遍在90 MPa以上；地应力差超过10 MPa，形成复杂缝网难度大；天然裂缝与人工缝耦合形成复杂缝网，压裂时容易产生套损、套变等风险。

2.2 地震勘探需求

川南深层页岩气地震勘探需求主要体现在满足选好井、定好井、钻好井和压好井的“四好”目标。在选好井、定好井方面，需要对储层厚度、地应力、裂缝等甜点关键参数进行精细描述；在钻好井方面，需要对入靶深度、地层产状和微断裂进行准确预测，保证靶体的高钻遇率；在压好井方面，需要对裂缝、地应力进行精细描述，对压裂前方案的参数设计、压裂中方案的参数调整、压裂后效果评估等提供建议。要满足“四好”目标，需要采集高品质原始资料，且经过处理后能得到高保真度成像资料，并可对页岩气“双甜点”(地质甜点和工程甜点)进行精细描述。

3 深层页岩气地震勘探技术进展及成效 3.1 地震资料采集技术进展及成效

为了解决采集地震资料效率和原始资料品质不高等问题，主要研发、实施了如下四项技术。

3.1.1 井炮与可控震源联合激发

川南地区人口稠密，障碍分布广，三维地震资料采集时，井炮激发容易造成炮点分布不均，部分区域存在近炮检距信息缺失的现象。如果采取井炮为主、可控震源为辅的井震联合采集技术，则可以有效弥补近炮检距信息的缺失，解决因区内大型障碍大面积丢炮后地震波场信息不足的缺点(图 1矩形框区域)。井炮与可控震源联合采集弥补了过障碍区浅层资料缺失和中深层成像欠佳的不足，能够获得满足页岩气藏开发的高品质三维地震资料。

3.1.2 动态井深追踪泥岩激发技术

砂岩和泥岩激发效果差异大，在泥岩中激发单炮品质明显优于砂岩。因此，提高在泥岩中的激发比例，可以有效提高整体地震资料的品质。通过开展精细表层结构调查，结合录井岩性，详细查明激发井炮纵向上泥岩分布情况，可以逐点设计动态激发井深(图 2)。如在泸201—泸202井区三维地震勘探中，在泥岩中激发的单炮比例由原来的65%提高到90%以上，显著提高了原始地震资料品质。在泥岩中激发的单炮近道干扰少、同相轴更连续(图 3)。

3.1.3 无线节点仪采集技术

无线节点仪采集技术是近年来迅速发展的一项新技术。它将采集站、电源站、检波器置于一体，具有体积小、重量轻、易收放、性能稳定等特点，可减小作业难度、提升施工效率、降低施工成本。

当三维地震勘探穿过城区，采用有线设备采集时，布设有线排列会对当地的交通和市政工作带来不便。因此，受诸多条件的限制，大量的排列无法布设而造成施工丢道，这对地震资料品质有较大的影响。川南深层页岩气地震勘探穿过城区作业时，采用无线节点仪可摆脱有线电缆的束缚，利用小巧高精度的无线节点仪，结合井炮源驱动、节点仪数据快速合成等配套技术，丢道率由原来的2.0%降至0.5%以下，有效解决了采集设备在城区布设困难的难题。

3.1.4 智能化地震系统

因地表条件复杂，三维地震勘探项目施工质量和安全管理难度大。三维地震资料采集时，依托自主开发的智能化地震队系统(它是将测量放样、排列管理、钻井管理、井震激发、数据采集等技术深度融合，实现物探采集技术全流程平台化整合，野外生产组织和质量、安全、人员、装备全过程数字化管理，赋能野外勘探，重塑作业流程，实现地震生产数字化转型和智能化发展)，发挥该系统在任务管理、项目管理、GIS应用、智能质控、井炮监控、生产运营分析等方面的强大功能，提升项目质量和安全管理水平，为安全、优质、高效地震勘探提供有效支撑。如泸201—泸202井区深层页岩气三维地震勘探满覆盖面积为1230 km²，共121304炮，采集作业时间仅用118 d，时间缩短了8%。

3.2 处理技术进展及成效

为了满足Ⅰ类连续薄储层(总有机碳含量TOC> 3%，含气量>3 m³/t，孔隙度>5%，脆性指数>55，连续厚度为0~15 m)和微断裂(断距小于5 m的断层或微裂缝发育带)预测的需求，需要在保真前提下尽可能提高地震资料纵、横向分辨率，同时也要求地震资料可对地层的微幅度产状进行精准预测，为水平井地震导向提供资料基础。

3.2.1 井控高分辨率处理技术

利用表层资料及速度模型建立表层Q场，解决近地表结构造成的长波长问题；中深层Q补偿则是从VSP井资料中提取Q值信息，结合层位信息拟合全区平均Q值，形成时、空变Q体，进行相位和振幅补偿。同时利用合成地震记录对反褶积结果的可信度、可预测度进行分析，优选参数，以提高叠前地震资料分辨率。

图 4是井控高分辨率处理前、后的剖面对比。由图可知，处理后地震剖面目的层分辨率更高，同相轴更连续。

3.2.2 TTI各向异性叠前深度偏移处理技术

为了满足微幅度构造、微断裂的精细刻画，在地震资料的深度偏移处理中主要进行了以下几项改进：①深层页岩气区域多为倾斜介质，因此成像介质假设由VTI改为TTI；②采用近地表小圆滑面作为深度偏移基准面，结合初至层析反演近地表模型，实现“近真地表偏移”；③综合多信息(钻井、测井、地质层位、时间偏移速度等信息)、多尺度(深度域构造模型、VSP和测井约束速度模型、网格层析数据获得高频信息)，实现“井震结合、处理解释一体化结合”，开展“沿层层析+网格层析联合”，在分析深层页岩气VSP测井速度时，纵向上加密速度控制层以构建高精度速度模型。

图 5为地震资料的叠前时间偏移、VTI和TTI各向异性叠前深度偏移处理结果的对比。根据这三种剖面解释结果计算的入靶点深度误差分别为30、5和3 m，地层产状吻合率分别为70%、88%和98%。由此可见，TTI介质各向异性叠前深度偏移处理资料入靶点深度、断层空间位置和地层产状预测更准确。

3.3 “甜点体”预测技术进展及成效

“甜点体”是指页岩气富集且易于开发的目标，包括地质甜点(以TOC、含气量、孔隙度和厚度等参数表征)和工程甜点(以脆性指数、地应力和微裂缝等表征)。Ⅰ类连续储层厚度大、高钻遇率是获得高EUR的条件；微幅度构造(地层产状平缓、微断裂) 的精准预测是靶体高钻遇率的基础；微断裂和地应力精准预测是水平井方向设计和高效、安全钻井的保障。

3.3.1 Ⅰ类连续储层厚度预测技术

叠前地质统计学反演技术可以提高Ⅰ类连续薄储层的预测精度。该技术是建立在贝叶斯框架下，基于贝叶斯模糊判别的马尔科夫链蒙特卡洛模拟算法(MCMC)，综合了地震资料横向高密度和测井资料垂向高精度的优点，包含了地震资料的中频和测井资料的低频、高频信息，对于少井地区的薄储层预测具有重要的价值^[13]。

图 6为叠前同时反演与地质统计学反演效果对比，叠前地质统计学反演结果分辨率明显更高，可以很好地区分龙马溪组1~4小层。由于Ⅰ类连续储层主要分布在龙马溪组1小层，因此叠前地质统计学反演结果可以很好地预测Ⅰ类连续储层厚度等参数。

3.3.2 GeoEast智能裂缝预测技术

基于卷积神经网络(CNN)构建的深度学习方法，GeoEast智能裂缝预测技术形成了涵盖各种断层性质的1200多种断层体模型和对应的地震正演数据，获得了比较好的深度断层预测模型。它可将地震振幅直接转换成对应的断层属性数据。该方法属于体预测，与体曲率相比，在微小断层成像和深层抗噪性等方面具有明显优势(图 7)。

3.3.3 地震地应力预测技术

深层页岩气地应力高、应力差大、应力方向复杂多变。地应力差是选择页岩气甜点的重要工程参数，地应力差越小，压裂时越容易获得裂缝网络。地应力方向是优化水平井轨迹方向的一个重要参数，水平井轨迹应与最小主应力方向成一个较小的夹角^[14-15]。地应力求取中最为关键的一环是对孔隙压力的预测^[16]。

川南地区志留系遭受过剥蚀，纵向上岩性组合和地层厚度在不同地区均有差异。通过引入岩性变化因子和剥蚀强度因子，可形成改进的孔隙压力预测技术^[17]。在求取孔隙压力后，即可求取最大主应力S_hmax、最小主应力S_hmin和二者之差等参数^[16]。地震地应力预测的关键是通过叠前地震反演获取高精度的速度体，从而得到高精度地应力预测结果。

图 8为川南地区水平应力差预测结果。由图可见，东南部的应力差较小，更易压裂形成缝网，为工程甜点有利区。

3.4 压裂实时监测技术进展及成效

国内外常用的水力压裂监测技术主要包括测斜仪、放射性示踪剂、温度测井、微地震、激发电磁和光纤(DAS)等。其中前三种方法分别存在无法监测复杂裂缝尺寸、局限于井筒附近、精度不高等方面不足。微地震监测方法是目前水力压裂裂缝评价最成熟、最有效的方法之一，它包含了岩石破裂时的瞬态信息。而激发电磁法压裂监测技术能实时直观监测、分析压裂液流体随时间变化的注入、返排和滞留等运移信息，可作为微地震监测技术的有益补充。光纤通过记录压裂时的全井段声波能量，实时动态监测桥塞封隔效果，判断压裂各簇开启情况及暂堵效果，实现簇级进液精细评价(3~8 m)，为压裂生产提供了新的方法。

21世纪以来，微地震监测技术广泛应用于页岩气开发^[18-21]。但是，早期西方公司垄断了高端微地震监测技术服务市场，如法国Magnitude公司、美国Pinnacle公司、Weatherford公司、MicroSeismic公司和加拿大ESG公司等。前几年，中国微地震监测技术相关研究取得了重大进展，开始广泛应用于页岩气勘探开发，但是还存在缺乏自主知识产权的软件系统、监测精度不高等问题。针对这些问题，通过技术攻关，在微地震监测方面取得了如下两个方面的进展。

(1) 在井中监测中用爬行器带动常规检波器排列，实现了水平井全井段同层监测，解决了监测直井数量不足和距目的层太远而造成定位精度不高的难题，有利于分析裂缝扩展规律和压裂异常。应用该技术已成功对超长水平井平台进行压裂微地震监测，爬行器带动检波器排列在水平段爬行近1300 m，实现了水平井段全井段监测。图 9为监测到的微地震事件密度属性图，为评估压裂改造效果提供了可靠依据。

(2) 首次在中国配套形成了水平井压裂微地震现场实时决策系统(SGE)。它最显著的特点是在现场与远端实现多源数据共享的远程专家决策平台，在微地震数据基础上整合了其他测井、地震模型等多种数据。在压裂前开展“甜点”属性分析，预测压裂施工工程风险，优化压裂设计；在压裂中现场实时微地震监测，实时评估压裂效果，指导压裂方案和施工参数调整；在压裂后进行微地震—单井产量—压裂工艺—地震地质综合评估，分析影响单井产量的关键因素，并进一步优化水平井井位部署和井轨迹设计，达到提高单井产量的目的。

4 深层页岩气非地震勘探技术进展及成效 4.1 激发电磁法压裂监测技术

微地震可以对岩石破裂的位置、大小进行高分辨率成像，但是微地震成像仅包含岩石破裂时的瞬态信息，并不能完全反映压裂液流体随时间变化的注入、返排和滞留等时移信息；而激发电磁法压裂监测技术利用压裂液与油气层电阻率的差异特性，实时监测、分析压裂液流体随时间变化的注入、返排和滞留等运移信息，指导压裂施工参数的调整，可较准确地判断压裂效果^[22]。激发电磁法压裂监测为压裂监测和效果评估提供了新的技术手段，具有广阔的应用推广前景。

油、气、水三种介质的电阻率差异明显，因此可以利用电阻率差异确定压裂液分布范围。对采集的水平电场分量(E_x)数据进行叠加、傅里叶变换和归一化处理，可以得到不同发射频率的E_x平面分布。图 10是压裂后归一化E_x异常平面图。H22-5井为主要监测井，同时兼顾监测H22-4井。H22-5井的西侧为民房，北侧为河流，没有布设测点。从图中可以看出，大多数区域单侧压裂异常延伸长度超过180 m，第1、第5、第6、第7段两端和第22段西端等外围局部位置压裂液波及异常显示较弱，其他区域异常均较强，压裂效果良好。从低阻异常分布范围来看，H22-5井改造效果更好，生产结果验证了这一结论。自2020年3月投产以来，H22-4井累计产气5713.6×10⁴ m³，H22-5井累计产气6297.4×10⁴ m³。

4.2 DAS—储层改造精准监测技术

采用常规电缆、常规检波器进行压裂监测时，对井筒条件要求高，而且常常受限。光纤技术的发展为水力压裂监测提供了新的技术^[23]。2009年，壳牌公司首次在致密气井水力压裂过程中采用了光纤技术。随后，光纤技术在水力压裂中大量用于压裂储层改造的监测。

当岩石中的诱发应力超过岩石或裂缝破裂强度时，就会释放微地震能量。光纤储层改造精准监测系统可记录从这些微地震事件位置发出的波形。使用大孔径、密集采样的光纤组合，采集全井段声波能量可估计这些事件的距离、大小和位置，从而了解裂缝延伸方向和范围，精准指导压裂生产。

图 11是一段压裂过程中的光纤储层改造监测效果图。从图中可以看出：①在送球阶段，压力和能量明显升高(红色实线圆圈)，已成功将压裂的第11簇从第6、第7簇之间分割开；②主压裂阶段，裂缝网络主要以第4~第8簇和第10簇为主；③为了改善压裂效果，进行了第一次暂堵剂加注，暂堵前后压力变化不明显，裂缝网络和主压裂阶段相似，暂堵效果不好；④进行第2次暂堵球和暂堵剂的加注，暂堵后压力上升，第11簇开始进液，第5~第8簇能量增强(红色实线圆圈)，压裂效果得到较明显的改善。分析结果表明，第4~第6簇对应裂缝开启效果最好；第1簇、第3簇与第9、第11簇裂缝开启效果略差于第4~第6簇；第2簇裂缝开启效果较差。结果与压裂曲线响应高度匹配。实时分析分簇压开情况可以对暂堵剂(暂堵球)类型、用量、加注时机等进行科学调整，达到储层改造的精准监测。

与传统的井中检波器组合相比，光纤储层改造精准监测技术非常适合于深层页岩气高温、高压环境，能够提供可靠的长期测量数据。

川南地区深层页岩气综合应用这些地震勘探技术后，水平井入靶点深度预测误差平均绝对值由时时深转换方法的30 m降至深度偏移处理方法的10 m以内，误差3°以内的地层产状的吻合率从76%提升至86%，构造宽缓区箱体钻遇率由89%提升至99%，构造复杂区箱体钻遇率由60%提升至73%，单井EUR从0.5×10⁸ m³提高到1.24×10⁸ m³，部分井超过2.0×10⁸ m³。

5 深层页岩气地球物理勘探攻关方向 5.1 DAS—井地立体联合勘探技术

深层页岩气埋藏深，地层的衰减吸收强，获取的地震信号弱、分辨率不高。同时，微幅度构造和微断裂的发育要求对水平井周围进行高精度成像，常规三维地震资料无法满足这一要求。

常规井中地震检波器由于受限于仪器级数、采样间隔、温度、压力，无法满足全井段覆盖等要求，从而制约了井地立体联合勘探技术的发展。近年来，随着分布式光纤声波传感(uDAS)技术的发展，DAS—井地立体联合勘探技术得到了广泛应用。

DAS—井地立体联合勘探技术可将井中与地面地震数据采集相结合，达到同步采集、同步处理，提高地震资料成像精度、目的层信噪比和分辨率，有利于识别特殊地质体、开展储层精细预测与评价、识别岩性圈闭、落实井周围地层的构造和页岩储层及其变化特征，是一种新型的地震勘探技术。DAS—井地立体联合勘探数据采集作业不仅大幅度降低了三维VSP数据采集成本，而且通过针对性的观测系统优化设计，在三维地震采集的同时进行井中地震数据采集，同源、同波场同时接收可得到高品质的采集数据。井震同步、井驱高分辨率成像处理可得到高品质资料。

图 12是中国一个DAS—井地立体联合勘探项目地震资料井驱处理前、后的效果对比。由图可见，经过井驱处理后，剖面频带拓宽了5~10 Hz(原资料频宽为10~60 Hz，处理后频宽为8~65 Hz，重点提升了45~60 Hz的能量)，有效提高了三维地震资料的地质分辨能力。

5.2 高保真偏移成像处理技术

地震资料纵、横向分辨率不高会造成深层页岩气薄储层准确预测难度大、微断裂识别多解性强。要解决这些问题，除了进行采集技术攻关外，同时也需要对偏移成像技术进行攻关。因此，应开展两方面工作：一是对现今成熟的Q偏移成像技术进行工业化推广应用；二是对最小二乘偏移成像等新技术进行攻关。

Q补偿方法只对单道地震数据进行衰减补偿，忽略了传播路径的影响，同时补偿效果与Q值的准确性息息相关。Q偏移是一种更为保幅的叠前深度偏移地震资料成像方法。它首先通过Q层析反演，在传统的Q值求取建模基础上，在指定频带范围内利用模拟与实际衰减旅行时的差值，建立沿不同射线路径的大型衰减旅行时矩阵方程，通过层析的方式估算Q值，用于校正由于异常吸收衰减引起的与Q相关的振幅、相位的衰减效应。其原理更接近地震波在非弹性介质中的实际传播情况，并且考虑了地下构造的倾角等信息，结合DAS—井地联合勘探提取的三维Q场，最终获得的Q场更为真实、可靠。

Q偏移技术在地震波速度和旅行时计算时考虑了衰减因素，在偏移公式中引入了振幅加权因子、相移因子以达到振幅补偿、频率恢复和相位校正的目的，从而提高深层页岩气的成像品质和分辨率，成果更有利于微幅度构造落实、微断裂识别和薄储层预测。

最小二乘偏移成像技术是基于线性反演理论框架，相对于常规偏移成像技术而言，能够提高成像分辨率，削弱不规则照明的影响，均衡成像振幅，增强保幅性。最小二乘偏移成像技术在国内外多个区块取得了较大进展^[24-26]。尽管目前最小二乘偏移的应用瓶颈问题依然存在，在生产中的应用也处于试验、探索阶段，但是深层、超深层页岩气对微幅度构造和储层精细描述的高要求必然推动最小二乘偏移成像技术的不断发展，其应用效果也将越来越好。

5.3 基于DAS的全生命周期一体化服务

基于光纤传感的油藏地球物理技术，将能够直接感知声波、温度、压力、应变、流体类型等参数的传感光缆布设到沿井孔或油气藏储层内水平井中，实现对整个油气藏的智能描述和监测^[23]。

光纤仪器相比常规仪器具有更高效率、更低成本和更低风险的优势。随着光纤传感技术装备的进步和数据处理技术的发展，其应用范围已经拓展到井中和地面地震数据采集、井中—地面立体联合勘探、水力压裂微地震监测、储层改造精准监测、油气生产井长期动态监测等领域，为钻井、完井、压裂、油气生产等各个环节提供技术保障，可贯穿油气藏勘探开发全生命周期。深层页岩气若要实现安全效益开发，未来需充分发挥基于DAS的全生命周期一体化服务，实现深层页岩气井的钻好井、打好井、压好井、管好井的“四好”目标。

6 结论

(1) 川南地区具有复杂山地地形、城镇稠密、碳酸盐岩出露等特点，通过采用动态井深优选泥岩激发、井震联合激发、智能化地震队、无线节点仪等关键技术，在保证深层页岩气获得高品质地震资料的同时，提高了采集效率，实现了地震资料采集工程的经济、技术一体化。

(2) 川南地区深层页岩气储层靶体薄、微幅度构造和微断裂发育、地应力复杂，通过井驱联合处理、真地表各向异性叠前深度偏移等技术，可应用以提高地震资料成像精度；联合Ⅰ类储层厚度、智能裂缝预测及地应力预测技术应用，可以解决薄储层精细描述、微断裂及地应力等“甜点”参数的精细预测。

(3) 微地震压裂监测技术可以实现深层页岩气水平井全井段监测，激发电磁法能更直观地观测压裂液流体随时间变化的注入、返排和滞留等运移信息；而光纤技术能适用于深层页岩气的高温、高压环境，实现储层改造的精准监测，为深层页岩气水力压裂监测提供了新的手段。

(4) 深层页岩气勘探对地震资料品质要求高，下一步应大力发展和应用井中+地面DAS立体勘探采集，对地下储层进行高密度采样，加大Q偏移技术工业化应用、最小二乘偏移技术等高保真偏移成像处理技术的研究，以高精度刻画页岩储层。同时，加大基于DAS的全生命周期一体化服务，为深层页岩气钻井、完井、压裂、油气生产等各个环节提供技术保障，实现页岩气藏精细描述。