煤炭煤层气地震勘探规范(二)

    为了监视震源子波波形变化，应设置子波检波器。子波检波器井至震源的距离应小于震源子波主频的波长，一般为10m左右。井深应大于激发井深，并保证子波不受干扰。
    5.7.10施工中应及时分析监视记录，作出质量评述和初步整理。应检查观测点深度，重复观测点之间的时间误差不应大于1ms。否则应及时校核和补充观测。
    5.7.11当VSP孔不在地震测线上时，应穿过钻孔作联井测线。
    5.7.12激发点附近，应做低(降)速带测定。
    5.8 煤矿床水水文地震勘探数据采集
    应依据水文地质的特殊任务，通过试验确定地震数据采集方法。
    5.9 现场处理系统
    5.9.1为监控野外施工质量、检验试验效果、调整野外施工部署和及时提供初步成果资料，各施工单位应配备现场处理系统。
    5.9.2现场处理系统应具备地震资料常规处理程序的基本模块，如预处理、频谱分析、道编辑、初至切除、振幅补偿、滤波、抽道集、静校正、速度分析、动校正、水平叠加、叠后修饰及剖面显示等。
    5.9.3处理要求
    a)处理前应对滤波参数、振幅补偿参数进行测试；
    b)观测系统定义正确；
    c)初至切除适当；
    d)叠加速度选择合理；
    e)剖面显示清晰、美观、能量均匀。
    5.9.4当天施工的资料宜于当晚处理出初叠剖面，以指导次日的野外施工。
    5.9.5现场处理系统应有必要的工作环境，室内应整洁，温度、湿度适当。
    5.10 野外地震资料整理
    5.10.1每天施工结束后，应将仪器班报与原始记录磁带以及测量、爆炸、钻井等班报进行核对。 各种班报按测线顺序装订成册。班报式样见附录C1、C2、C3、C4。
    5.10.2监视记录分测线，按炮序装订成册。每册前应加贴封面，封面式样见附录C5。各监视记录册第一炮应加盖监视记录登录章（见附录C6），其余记录可只填写日期、文件号、炮点桩号。采集因素改变时，应在相应的记录上注明。每张试验记录均加盖记录登录章，并填写齐全。
    5.10.3地震折射（包括小折射）、VSP、微测井、干扰波调查等监视记录，除完成上述整理外，地震折射记录上靠初至波左侧应标注初至时间，小折射每道还应标注检波点桩号；VSP、微测井每张记录上应注明井号、文件号、检波点或炮点深度、炮点或检波点至井口距离及初至波时间；干扰波调查记录应标明道距、偏移距等。
    5.10.4原始磁带、磁盘和磁带箱用统一规格的标签粘贴（见附录C7）。
    5.10.5二维观测系统图（见附录C8）第一炮的45?线首、尾端应注明接收道序号，首端下方0.5cm处注明文件号（炮号）和激发点桩号，并画出观测系统投影。以后每炮均应注明文件号，每5炮标注一次桩号，空炮不应空号。空炮、废炮（可利用废炮除外）可分别用红线和蓝线表示清楚。
    5.10.6三维勘探应画出观测系统的整体显示图，除纵向、横向二维观测系统外。还应画出接收线和激发线的平面位置，并标明文件号。
    5.10.7三维勘探应绘制激发点、检波点位置分布图，整个工区激发点、检波点编号不得重复。
    5.10.8建立正确的空间属性文件，激发点、检波点位置变动时，必须及时修正。
    5.10.9宽线应画出主测线的观测系统图及炮点平面位置图，并标明文件号和测线方位角。弯线应按实际坐标绘出全部炮点、检波点的平面位置图，标明文件号及检波点简化桩号。
    5.10.10 VSP施工时应画出井场布置平面图。
    6 地震数据处理
    6.1 处理前的准备工作
    6.1.1地震资料送计算站处理时，用户应提供下列基础资料。
    6.1.1.1野外原始资料：
    a)磁带或磁盘、仪器班报；
    b)观测系统图；
    c)测线位置图(包括地质构造和钻孔位置)；
    d)地震测线和钻孔坐标数据；
    e)表层静校正资料(地形高程削面，低降速带厚度及速度、τ值等数据)；
    f)现场处理监控剖面。
    6.1.1.2处理说明书：
    由用户提供，内容包括：
    a)概况；
    b)野外施工方法、激发及接收因素，原始资料质量；
    c)处理目的及对处理成果的要求。
    6.1.1.3三维数据处理在6.1.1.1和6.1.1.2的基础上还应提供：
    a)三维观测系统平面图及以往二维勘探成果；
    b)激发点、检波点的坐标和高程应用磁盘提供（格式见附录C12）。
    6.1.1.4 宽线处理还应提供标明激发点、检波点排列方式的测线位置图。
    6.1.1.5 VSP数据处理还应提供井场布置图及激发点与深井井口的水平距离、方位、高差。
    6.1.1.6资料重复处理时除按6.1.1.1和6.1.1.2提供资料外，还应提供原处理剖面及参数测试资料及原处理流程。
    6.1.2处理计划
    由用户与处理单位共同制定，处理计划分为：
    6.1.2.1试处理计划：
    a)试验线的选择：试验线应选择1~2条有代表性的测线，并包括反射波质量好、波组连续突出的地段及信噪比低的地段。
    b)试处理内容包括：选择模块，参数测试及确定批量处理流程。
    6.1.2.2批量处理计划：
    a)处理顺序及进度安排。
    b)对最终剖面和图件的要求。
    6.2 二维数据处理
    6.2.1基本内容
    6.2.1.1叠前处理：包括道炮编辑、真振幅恢复（补偿）、去噪音、人工静校正、反褶积、叠加速度及剩余静校正量求取等。
    6.2.1.2共中心点叠加或倾斜时差校正叠加（DMO）。
    6.2.1.3叠后处理：包括去噪音、频率补偿、反Q滤波、反褶积、偏移等。
    6.2.2处理要求
    6.2.2.1 预处理：
    a)观测系统定义正确。
    b)按单次覆盖抽显单炮记录(如需要局部可加密)，废炮、坏道剔除彻底，对于野值或乱跳值应作时窗切除。
    c)初至切除合理。
    d)解编炮数与记录长度要和处理说明书要求一致。
    e)对未相关的可控震源资料，相关前应显示辅助道，选用用户提供的正确扫描讯号相关。
    6.2.2.2静校正：
    a)人工静校正数据正确，交点静校正量应闭合。
    b)做初至折射静校正时，交点处的地表结构模型应吻合，求出的静校正量应一致。
    c)静校量变化较大地区(段)，应显示静校后的单炮记录和动校后的CDP道集。
    d)剩余静校正应选择合适的标准层及时窗长度。
    6.2.2.3叠加速度和偏移速度：
    a)速度分析点应选在地形起伏不大、地层倾角平缓、反射波品质优良及波组齐全的地段（在初步叠加剖面上选取），并根据构造复杂程度适当加密。
    b)解释速度谱时要考虑纵向及横向变化的规律性，对速度跳跃点附近要加密谱点，并分析原因。在测线交点处应检查速度选择的合理性。
    c)在速度分析点上进行道集动校正显示，以检查速度和切除参数的正确性。
    d)应采用倾斜时差校正速度（DMO速度）。
    e)偏移速度应通过偏移速度扫描试验确定。
    6.2.2.4振幅补偿、反褶积、滤波、去噪及动校切除等参数应通过试验确定。经处理后，浅、中、深层能量均衡，信噪比和分辨率均应有所提高。
    6.2.2.5叠加和偏移：
    a)叠加剖面无明显规则干扰波，无明显的噪音背景。
    b)偏移剖面归位合理，断点清晰，在有效波范围内无画弧现象。
    6.2.2.6相对振幅保持处理应做好叠前补偿，避免破坏振幅相对关系。
    6.3 三维数据处理
    6.3.1处理内容
    除6.2.1所列项目外，还应包括。
    a)三维DMO叠加。
    b)叠后三维数据体插值和三维偏移。
    c)构造复杂地区宜采用迭前偏移。
    6.3.2处理要求
    除按6.2.2执行外，还有如下要求：
    6.3.2.1预处理：
    a）共中心面元道集分选正确，面元大小符合设计要求。
    b) 提供线性动校正和初至拉平剖面，绘制激发点、检波点位置分布图、最大和最小炮检距图，以检查炮、检位置的正确性。
    6.3.2.2静校正：
    a)做基准面静校正时，应对用户提供的各点静校正数据进行面上平滑处理。
    b)剩余静校正时，形成模型道的CDP面元个数应通过试验确定。

叠加速度和偏移速度；
a)在三维构造模型的基础上建立三维叠加速度模型。
b)三维偏移速度模型可由三维叠加速度求取的均方根速度或由DMO速度在测区内钻孔资料的约束下进行平滑、内插而得到，并经偏移试验最后确定。
c)三维速度分析应具有速度谱、动校正后的CDP道集显示、等时速度切片等图件。各种图件应显示清晰，绘图参数能满足分析要求。
6.3.2.4叠加和偏移：
a)应选择合适的叠加方式，使叠加的纵、横向剖面无强的噪音背景。
b)偏移前宜作好相对振幅保持处理，使振幅信息能够反映与煤层（目的层）有关的地质信息。
c)进行偏移试验用的剖面应有一定的数量，并且在工区内均匀分布。
d)三维偏移后的垂直时间剖面在信噪比、分辨率和噪音背景等方面应优于原来的二维剖面。6.3.2.5三维数据体拼接和插值时，应保持能量均匀、波形一致、无异常时差。
6.4 特殊处理
6.4.1特殊处理的主要内容
特殊处理为常规处理以外的其它处理，如波阻抗剖面、地震合成测井、振幅一炮检距分析 （AVO）。多道模型反演、亮点（相对振幅保持）、正反演模型计算、三瞬剖面等。
6.4.2特殊处理的前期处理工作要求
前期处理，除选择合适的流程、模块和参数外、还应做如下工作：
6.4.2.1数据应经过精细处理，并做好各种补偿，尽量消除震源、仪器、大地滤波效应及炮间能量差异和道间能量差异，使其频率、振幅、相位特性得到相对保持。
6.4.2.2叠前、叠后应尽量不做多道滤波处理。
6.4.2.3界面倾角较大或两组倾角同时存在时应作DMO处理。
6.4.2.4最终叠加剖面分辨率高、信噪比高、能够正确反映地质现象。
6.4.2.5最终偏移剖面同相轴归位良好，在目的层有效范围内无画弧现象。
6.4.2.6处理采样率不大于1ms。
6.4.2.7做面积处理时，交点闭合差不大于3ms，波形特征基本吻合。
6.4.3波阻抗转换处理技术要求
6.4.3.1用户应提供下列资料：
a)保持振幅的高分辨高信噪比的水平叠加带或偏移带；
b)解释后的叠加或偏移剖面；
c)必要的测井资料；
d)平均速度曲线或VSP资料；
e)以目的层等高线图为背景的测线平面位置图(包括标定井井位)；
f)速度谱及层速度资料；
g)处理时选定的地震子波。
6.4.3.2声波测井曲线和密度测井曲线宜使用井径校正后的资料。
6.4.3.3应做子波的零相位化处理。对同一区块应保持振幅、相位特征基本一致。
6.4.3.4振幅标定合理。
6.4.3.5低频分量应与标定井的声波测井曲线的低频分量形态相吻合。作面积波阻抗转换时，低频分量在交点处应基本闭合。
6.4.3.6地震合成测井曲线和声波测井曲线基本一致，地震合成测井剖面上的曲线不能有人为的突变。
6.4.3.7彩绘色标应根据地震合成测井的速度可达到的分辨率及突出目的层的原则选择，且色调柔和，对比明显，异常清晰。
6.4.4AVO处理技术要求
6.4.4.1 AVO处理应从野外原始资料开始，按AVO的特殊要求进行。做AVO分析的地段一般要求产状平缓，地震资料信噪比高。
6.4.4.2地层倾角较大时，对做AVO分析的CDP道集必须作保持振幅的叠前偏移或保持振幅的DMO处理。
6.4.4.3应做消除振幅畸变的各种校正和补偿。如观测系统误差校正、大地衰减的Q值补偿、地表一致性振幅处理等。
6.4.5多道模型反演处理技术要求
6.4.5.1用户应提供下列资料：
a)保持振幅的高分辨偏移数据带；
b)作过精细地震解释的叠偏剖面。
c)钻井地质柱状图。
d)测井资料；
6.4.5.2根据测井资料和解释过的地震地质资料建立波阻抗初始模型―
6.4.5.3处理中应检查剩余误差以控制迭代次数和处理质量。
6.4.5.4处理结束时应显示相关曲线图和散点图、以检查反演结果。
6.4.5.5反演结果应进行彩色显示，色标要求同6.4.3.7
6.4.6亮点处理技术要求
在保持振幅剖面的基础上，合理选择区域平衡参数，使得显示的最终剖面背景弱、异常（亮点）清晰。
6.4.7瞬时相位、频率、振幅包络及视极性剖面宜采用彩色显示，色标要求同6.4.3.7。
6.4.8水文地震勘探资料处理重点做好三瞬、波阻抗和地震合成测井等剖面的处理。
6.5 多波数据处理
6.5.1多波处理的内容及要求
多波处理除按6.2的内容执行外，还应做下列工作。
6.5.1.1做好波场分离、振幅补偿、提高信噪比及速度分析等处理工作。
6.5.1.2做好s波、转换波的静校正和剩余静校正。
6.5.1.3在做转换波处理时，应形成共转换点记录，求取转换波叠加速度，实现共转换点叠加。
6.5.1.4处理中尽量保持资料原有的频带宽度。
6.5.2多波处理除提供p波、s波及转换波时间或深度剖面外，还应提取纵横波速度比、传播时间比、振幅比、泊松比等信息。
6.6 折射波数据处理
6.6.1应根据测区地质任务和地震地质条件，选择不同的处理模块和处理方法。提高信噪比和改善分辨率。
6.6.2折射波资料处理应绘制出综合时距曲线。
6.6.3共面元折射资料处理（包括相关迭代、动、静校正）按6.2中的有关内容执行。
6.6.4处理时自动拾取同相轴的时间应与单炮记录显示的时间一致。
6.6.5解编数据长度和采样率一般应和原始记录一致。
6.7 VSP数据处理
6.7.1 VSP处理基本内容
a)解编、道编辑、垂直叠加。
b)频谱分析和滤波。
c)震源子波整形。
d)振幅补偿及道间均衡。
e)三分量合成。
f)波场分离。
g)从下行波中拾取初至波时间。
h)从下行波中提取反褶积算子，对上行波作反褶积；双程时处理（时移校正）。
i)零偏移距选取走廊和走廊叠加；非零偏移做VSP―CDP剖面转换。
6.7.2处理成果
6.7.2.1零偏移VSP处理成果：
a)原始记录显示图：包括井下记录道、子波记录道（用三分量检波器接收时应提交三分量显示图以及矢量合成后的显示图）；
b)下行波记录显示图；
c)反褶积后的上行波正、负极性记录显示图；
d)上行波层拉平（时移校正）正、负极性记录显示图；
e)走廊叠加显示图（重复显示不少于7道）；
f)速度图：包括深度―初至时间曲线、深度―平均速度曲线、深度―层速度曲线；
g)各种频谱图；
h)p、s波同时观测时.还应提交p、s波速度比曲线、泊松比曲线、速度积曲线、矢端图。
6.7.2.2非零偏移VSP处理成果：
a)井下记录道、子波记录道原始记录显示图，用三分量检波器接收时应提交三分量显示以及矢量合成后的显示图；
b)下行波记录显示图；
c)反褶积后的上行波正、负极性记录显示图；
d)叠加剖面正、负极性显示图；
e)模型显示及射线追踪、行道叠加图；
6.8 弯线、宽线数据处理
6.8.1弯线处理除按6.2的内容执行外，还有如下要求
6.8.1.1绘制激发点、检波点野外排列图及激发点一检波点中点平面位置图（即反射中心点散布图）。
6.8.1.2中心输出剖面应位于各反射点条带的中央，可采用计算机自动拾取或人工确定中心输出剖面线。
6.8.1.3共反射面元平行于输出线的矩形边一般应等于检波点距的1/2，垂直于输出线的矩形边尺寸的选择应满足共反射面元道集形成的时间条件。
6.8.1.4应尽可能运用宽线处理方式对各输出剖面进行横向倾角扫描叠加，以充分利用各反射点的数据，提高中心输出剖面质量。
6.8.2宽线处理内容及处理成果
6.8.2.1处理内容：除按6.2内容执行外，还应：单线叠加；道重排一形成横向道集；横向倾角扫描和叠加；纵向倾角扫描和叠加；根据能量―时间表计算横向倾角、纵向倾角，确定界面真倾角和倾向。
6.8.2.2处理成果
a)单线时间剖面；
b)垂向叠加剖面；
c)横向倾角剖面；
d)横向宽线叠加剖面(SS剖面)；
e)宽线超级叠加剖面（SSS剖面）；
f)宽线偏移剖面；
g)宽线矢量剖面；
h)目的反射层的空间产状要素。
6.9 处理成果图件及要求
6.9.1 图件
速度谱、速度扫描，频谱分析、时间（深度）剖面、时间与深度的水平切片、各种平面图、三维数据立体图等。
6.9.2图件要求
6.9.2.1速度谱及道集动校正显示图件应打印测区代号、测线号、CDP点号等。
6.9.2.2时间剖面上一般每隔50 ms显示一根记时线,每隔500ms显示加粗的记时线；剖面两端应显示10ms间隔的短记时线及每100ms间隔显示加粗的短记时线；深度剖面的两端应有深度标记。记时线与深度线应平直、准确、无断开现象。
6.9.2.3时间（深度）剖面上方应标记测线桩号，并在上方和下方同时标注CDP点号。
6.9.2.4剖面应有边图、顶图。边图的内容应包括：测区名、队名、测线号、主要的野外采集参数、处理模块名及主要参数、测线位置示意图、剖面横向比例尺、处理日期等；顶图内容应包括：相交测线标记、钻井位置标记、叠加速度或偏移速度数据、叠加次数曲线、静校正量变化曲线和地面高程剖面。
6.9.2.5水平切片应标注测区名称、时间和坐标。
6.9.2.6彩绘图件应有色标标记。同一测区内的同类剖面应采用相同的色标。
6.10 处理报告
资料处理结束后应由处理单位提出处理报告，内容包括：
6.10.1野外资料采集及原始资料特征分析。
6.10.2处理要求。
6.10.3处理时间及完成工作量。
6.10.4资料处理工作
6.10.4.1试处理：
a)试验内容、方法、参数、流程；
b)试验成果的分析和研究；
c)确定批量生产参数、流程的依据。
6.10.4.2处理效果分析：
a)压制干扰，提高信噪比、分辨率的效果；
b)交点闭合情况；
c)特殊处理的效果；
d)地质效果。
6.10.4.3批量处理的质量评价。
6.10.5 存在问题与建议。
6.10.6报告中应附必要的分析性图件和典型剖面。
6.10.7处理报告经提交单位与用户共同验收后与处理成果一并提交。

地震资料解释
7.1 基础工作
7.1.1#解释前的准备工作
7.1.1.1全面收集测区及邻区以往地质、钻探及物探等有关资料，并了解各次工作所取得的成果及结论。
7.1.1.2充分掌握野外数据采集的具体情况（包括仪器状况、地形、激发和接收条件等），资料处理方法、流程、参数和地震时间剖面质量等。
7.1.1.3绘制地震勘探报告平面和深度剖面底图。
7.1.2速度资料的研究
7.1.2.1时深转换的平均速度一般用反射波速度标定法，也可从声波测井、VSP资料中获取。在没有钻探、VSP和声波测井资料时，应利用速度谱（或速度扫描）计算平均速度；所使用的速度谱应选择在地层倾角平缓、反射波品质好、波组齐全的地段，并做好倾角校正。
7.1.2.2在不同的勘探阶段，各种速度点的密度应按成果图件的精度要求确定。
7.1.2.3使用反射波速度标定法求取地层速度时应在三维空间进行。对于层状介质应分层进行速度标定。
7.1.2.4综合全区速度资料，掌握速度纵、横向的变化规律，绘制速度展开图及速度平面变化图等有关图件。
7.1.3层位标定
7.1.3.1确定目的层反射波极性。
7.1.3.2采用VSP和人工合成地震记录，结合过井剖面的波组特征进行层位标定。
7.1.3.3做人工合成地震记录一般应采用声波和密度测井曲线。当用伽玛伽玛测井、电阻率测井曲线用拟合法求取层速度时，新生界覆盖层，煤系地层应采用各自的参数分别拟合。各类测井曲线深度采样间隔应不大于2m。
7.1.3.4做人工合成地震记录时，子波的主频、长度和极性应与相应的目的层反射波一致或接近。
7.1.3.5在地层倾角较大的地区，人工合成地震记录及走廊叠加剖面应与经过偏移处理的削面进行对比解释。
7.1.4目的层反射波的命名
7.1.4.1目的层反射波一般应选择主要煤层、不同时代地层界面等的反射波。
7.1.4.2目的层反射波应采用地质时代符号和主要煤层编号为角码进行标记。如：
a)第四系底界面反射波为TQ；
b)煤层反射波为T7；
c)同一时代地层内部反射波，应由老到新地在该时代反射波代号后加阿拉伯数字（如TF1、TF2）来表示。
7.2 二维地震资料解释
7.2.1 反射波的对比
7.2.1.1在正确识别各种地震波的基础上，应用波的运动学和动力学特征进行相位对比和波组、波系对比。
7.2.1.2对浅、中、深层反射波应整体对比，并分清主次，特别着重于主要构造及目的层对比。
7.2.1.3时间剖面对比的彩色笔迹，不得掩盖原始波迹面貌，其着色原则是：
a)煤层反射波用浅红色；
b)特殊波用浅绿色；
c)断层线用红色；
d)不同时代地层底界面反射波采用相应地质年代地层的颜色。
7.2.1.4反射波的对比应反复检查，并利用多种方法处理的时间剖面验证解释对比的可靠性。
7.2.1.5在时间剖面交点处要进行整道波形对比，对比的主要目的层反射波时间闭合差应不大于三分之一视周期。
7.2.2层序划分
7.2.2.1有条件的地区应根据区域地质规律，反射波组和波系的宏观结构特征，介质层速度的宏观变化，地震时间剖面中的削蚀、冲刷、超覆、退覆、顶超、底超等现象划分地震层序和子层序。根据地质任务，在煤系地层中还可划分子层序。
7.2.2.2地震层序的划分应与地层层序相对应。
7.2.3构造解释
7.2.3.1断层解释：
a)断点解释：
1)根据反射波或波组、波系的错断、终止、扭曲、产状突变、分叉合并、相位转换、断面波、绕射波等标志识别断点。
2）利用水平叠加剖面解释断层时，应注意空间关系。
3）利用偏移剖面解释断层时，相交测线上的同一条断层的断点应进行射线闭合。
4）在时间剖面上连接浅、中、深层反射波断点的断层线应符合地质规律。
b)断点品质级别：
依据断点在时间剖面上的显示特征，分A、B、C三级。
1）A级断点：反射波对比可靠$断点清晰，能可靠确定断层上、下盘。
2）B级断点：达不到A级又不是C级断点者。
3）C级断点：两盘反射波连续性较差，有断点显示，但标志不够清晰，能基本确定断层的一盘或升降关系。
c)断点的组合：
1)同一条断层在相邻剖面上的断点显示特征和性质应一致。
2）同一条断层相邻断点落差接近或有规律变化。
3）断层走向或相互切割关系应符合区域地质构造规律。
4）不能组合的断点为孤立断点。
d)断层编号：
断层应有次序地编排；与以往勘探的断层一致的应使用原编号。
e)断层控制程度级别：
断层分可靠断层、较可靠断层、控制程度较差断层三级。
1)可靠断层：断层由两条或两条以上相邻地震测线控制，且A级断点不低于50%，A+B级断点不低于75%；断面产状、性质明确，落差变化符合地质规律。
2）较可靠断层：断层由两条或两条以上相邻地震测线控制，A+B级断点不低于60%；断面产状、性质较明确。
3）控制程度较差断层：达不到上述要求者。
7.2.3.2形态解释：
地层倾角较大时应以偏移时间剖面为主，多种剖面综合对比。构造复杂时可采用正、反演模拟技术验证解释结果。
7.2.3.3其它构造解释：
根据地质任务要求，对其它地质构造现象进行解释。
7.2.4沉积环境解释
7.2.4.1应充分研究测区内有关沉积相的空间分布模式及相关的地震相。
7.2.4.2结合区域地质，充分利用钻孔、测井、VSP等资料综合分析，标定地震相参数特征，为地震相向沉积相转化提供依据。
7.2.4.3反射波组特征分析应与沉积结构特征分析统一，地震相解释应与沉积相解释统一。
7.2.4.4根据需要绘制沉积相平面图、沉积环境图等有关图件，指出与沉积相有关的赋煤和煤层富集规律。
7.2.5岩性解释
7.2.5.1煤层解释：
a)利用测井资料、VSP和地震资料提取各种物性参数，研究物性参数与煤层及煤层（成）气的关系，结合地质资料解释主要煤层变化特征。
b)利用正、反演模拟技术结合钻探资料研究煤层厚度变化规律，编制煤层厚度变化趋势图。
7.2.5.2岩浆岩解释：
结合地质资料研究岩浆岩的空间分布，解释对主要煤层的影响范围。
7.2.6解释成果图件的编制
图件内容和比例尺应根据各勘探阶段地质任务而定。
7.2.6.1 t0等时线平面图：
a)t0等时线平面图是编制等高线平面图的过渡图件，其作图层位应选择主要目的层（如煤层）或有关的标准层。
b)一般以水平叠加时间剖面为基础编制；按等时间隔取值，且测线交点、构造特征点、断点两侧也应取值。
c)在时间剖面上读取同相轴时间数据时应采用层位标定的统一相位，读数误差不超过±2ms。
d)等时线距应根据成图比例尺及地层倾角大小确定，一般以20~30ms为宜。勾绘的“等时线要与实际数据相符，圆滑后个别点与实际数据点偏离误差应小于三分之一等时线距。
e)测线把断层上、下盘的断点投影在平面图上。根据时间剖面反映的构造特征先组合落差大、延伸长的主断层，然后组合较小断层，并研究断层组合的合理性。
7.2.6.2等高线平面图：
a)等高线平面图绘制可采用“直接空校法”，也可采用“t0梯度法”。速度横向变化大的地区，应进行变速空间校正。
b)在概查或普查阶段，也可以先绘制深度剖面，然后再编制等高线平面图。但在地层倾角较大的地区，地震界面必须进行空间位置校正。
c)等高线距应根据测区地层倾角的陡缓及勘探程度而定，普查一般不大于100m，详查一般不大于50m，精查一般不大于25m，采区勘探一般不大于20m。
d)可靠等高线用实线表示，推断的等高线用虚线表示。
7.2.6.3地震地质剖面图：
a)在由t0等时线平面图直接转换为等高线平面图时，地震地质剖面图的绘制可采用在等高线图上沿地震测线或给定位置切剖面的方法。
b)在先编制深度剖面，再编制等高线图时，对地震地质剖面图应进行射线偏移校正，可采用 “直接空校法”，也可采用“t0梯度法”绘制剖面。
c)地震地质剖面图中，目的层通常用粗线表示，一般层位用细线表示，并以实线和虚线表示品质级别。
d)地质任务要求解释主要目的层的厚度变化趋势时，剖面上应体现其研究成果。
7.2.6.4新生界等厚线平面图或基岩顶界面等高线平面图：
根据等t0平面图（或深度剖面图）绘制。
7.3 三维地震资料解释
三维地震资料解释应以工作站解释为主，除执行7.2中的有关内容外，其要求如下：
7.3.1 垂直时间剖面的对比
7.3.1.1在选择部分纵、横向基于剖面（应选过井剖面）重点解释的基础上，逐渐加密进行解释。
7.3.1.2垂直时间剖面解释的重点。
7.3.2主要层段水平切片解释
7.3.2.1目的层的追踪应与纵、横向垂直剖面追踪的相位一致。
7.3.2.2水平切片上识别断层的标志有同相轴中断、错动、扭曲和频率突变等。所解释的断层位置应与垂直剖面上的断层位置相吻合。
7.3.2.3水平切片应结合纵、横向垂直剖面进行综合解释。
7.3.3断点及断层评价
一般可按40m×80m的网格抽检时间剖面，用7.2.3.1b和7.2.3.1d的标准对断点及断层进行评价。当一条断层参与评价的断点数少于3个时，应加密抽检时间剖面。
7.3.4 成果平面图的绘制
7.3.4.1应用水平切片与垂直剖面相结合的方法编制t0等时线平面图时，应在标定相位的中心线位置勾绘等时线。
7.3.4.2利用测区速度资料，依据t0等时线平面图直接进行时深转换，编制等高线平面图。
7.3.4.3采用叠前深度偏移的测区，可直接编制等高线平面图。
7.3.4.4其它解释图件：
a)目的层速度平面图；
b)水平切片图；
c)鸟瞰图；
d)三维数据体立体图；
e)层拉平切片；
f)带解释成果的时间剖面；
g)地质剖面图；
h)特殊处理剖面图。
7.4 宽线地震资料解释的特殊要求
7.4.1 利用倾角剖面分辨波的横向干涉带和辨别侧向反射波，追踪有效波。
7.4.2利用矢量剖面识别和解释断层。
7.4.3利用宽线叠加剖面和矢量剖面揭示地层间的相互关系，了解剖面内小型构造及煤层尖灭、分叉、合并等地质现象。
7.4.4利用各单线作宽线t0等时平面图，提高成果解释精度。
7.5 多波地震资料解释的特殊要求
7.5.1应在识别各个波种类型基础上，将p、s波及转换波时间剖面转换成深度剖面，并进行对比。
7.5.2应用VSP资料和p、s波及转换波波组特征的相似性及特殊显示确定各个波种对应的地质层位。
7.5.3应用p波与s波、转换波的时间比、振幅比、速度比以及泊松比等参数进行岩性和煤层（成）气解释，研究储集层岩性、厚度及裂隙发育带，研究与煤层（成）气储集参数（孔隙度、饱和度、渗透率和地层压力）的关系。
7.6 折射波地震资料解释
7.6.1折射波资料解释分为人工解释和计算机解释两种。
7.6.2折射波资料的人工解释
7.6.2.1折射波的对比：
a)依据折射波相位、振幅、频率、视速度等动力学和运动学特征进行波的对比，并依据相遇时距曲线互换点时间一致性和追逐时距曲线的平行性识别同一界面的折射波。
b)依据波的干涉及波形特征的变化规律确定波的置换点。
c)应根据波形变化、波的干涉、视速度突变、同相轴中断或错动以及出现绕射波等标志进行断层解释。
d)相交测线处的折射波运动学、动力学特征应基本一致。