尽管非常规油气的勘探开发已引起广泛重视，但对其概念的理解目前还存在一定差异，对其分类也未见有系统讨论。根据对非常规油气地质及开采特征的分析，将非常规油气定义为在油气藏特征与成藏机理方面有别于常规油气藏、采用传统开采技术通常不能获得经济产量的油气矿藏。非常规油气的内涵比连续油气聚集的含义广，后者是非常规油气资源中重要的组成部分，但不是全部。系统的分类研究表明，非常规油气可按其赋存相态分为气、液、固3类；按储层类型分为致密油气、页岩油气和煤层气；按油气分布特点或圈闭特征分为连续型、准连续型和不连续型；按源—储关系分为源内型和源外型；按成因分为原生型和次生型。初步分析认为，我国非常规石油原地资源量估计在720×108t左右，可采资源量约为210×108t（不包括致密油和页岩油），与常规石油资源量大体相当；非常规天然气原地资源量可能在320×1012m3左右，其中仅致密气、煤层气和页岩气3种主要非常规天然气的原地资源量可能高达175×1012m3左右，可采资源量估计在70×1012m3左右，相当于常规天然气可采资源量的3~4倍。另外，根据油气资源形成条件与成藏特征，提出了新的资源三角图的概念，将油气资源分为不连续的常规油气、准连续的致密油气和连续型聚集的源内油气3级，据此预测在致密储层发育的含油气盆地，致密油气的资源量虽可能小于页岩油气和煤层气等烃源岩层内聚集的油气资源数量，但可能大于常规油气的资源量。由于致密油气资源潜力大，储层条件相对好于其他非常规油气，因此建议我国非常规油气的勘探开发首先应以致密油气为主攻目标，其次应加强煤层气的勘探开发，同时积极开展页岩气资源潜力评价与先导试验研究。
油气资源是直接关系到社会经济发展和国家能源安全的重要战略资源，保障油气资源的持续供给是我国现代化建设的必然要求。油气资源科技在油气勘探开发和保障油气供应中具有不可替代的重要作用。通过对科技与油气勘探开发的关系、主要国家和地区的油气科技发展战略、重要跨国油气公司的油气科技发展规划等进行了深入分析和系统调研，归纳出国际油气资源科技发展的6个特点和八大趋势，并将当前油气资源科技问题总结为四大领域和7个问题，同时结合我国现状提出了对我国未来油气资源科技发展的7点启示与建议。
汞是天然气中一种常见的有害元素，中国含气盆地构造背景复杂，天然气类型多样，不同气田汞含量差异很大。为搞清中国气田汞含量分布特征及天然气中汞的成因模式，对中国陆上八大含气盆地近500多口气井开展了汞含量检测和分析。研究表明天然气汞含量差异很大,不仅表现在不同含气盆地之间和同一含气盆地的不同构造部位之间，而且表现在不同产气层埋藏深度之间及不同天然气类型之间。中国高含汞天然气主要分布在构造活动相对较强的拉张断陷盆地及前陆盆地的深层。松辽盆地高含二氧化碳井汞含量数据表明天然气中的汞不可能为幔源成因\.通过对煤的汞含量和产气率分析认为,作为生气母质的煤可以为高含汞天然气的形成提供充足的汞源。富含汞的气源岩、充足的热力和必要的保存温度是高含汞天然气形成的3个必要条件。结合汞的物理、化学特征和煤的沉积、埋藏和演化过程，可将天然气中汞的形成划分为5个演化阶段，即搬运、沉积、埋藏、释放和保存。
针对断陷湖盆陡坡带构造活动性强、沉积规模小、储层非均质性的特征，利用济阳坳陷东营凹陷北带盐18地区丰富的地质、3D地震资料，从砂体成因入手，开展了砂体的成因识别、发育规模、沉积相类型及发育规律研究。通过研究，识别出液化流、浊流、颗粒流、泥质碎屑流和砂质碎屑流等5种重力流沉积；其中砂质碎屑流钻遇程度最高，浊流次之，液化流较低，颗粒流更低，每10m钻遇层数分别为2.9、2.6、0.75、0.3层。单期沉积厚度统计结果表明，泥质碎屑流最大、砂质碎屑流次之、浊流较小，其最大厚度分别为4.0m、3.5m、1.4m，平均厚度分别为1.2m、0.45m和0.2m；颗粒流和液化流规模最小。可见，砂质碎屑流是陡坡带重力流沉积中最为有利的砂体成因类型，其次为规模较大的浊流。识别出了扇三角洲、近岸水下扇、滑塌湖底扇、洪水湖底扇等4种重力流相关沉积相；沉积环境自下而上经过了浅水扇三角洲沉积、[JP3]深水近岸水下扇—洪水湖底扇—滑塌湖底扇沉积、深水近岸水下扇—滑塌浊积扇沉积3个阶段；其中洪水湖底扇和近岸水下扇扇中亚相最有利于油气成藏，其次为滑塌湖底扇。
冀中坳陷廊固凹陷烃源岩埋藏深，钻井分析资料较少，利用常规地球化学方法难以系统分析优质烃源岩的平面、剖面分布特征。以现有的钻井取心样品及有机地球化学资料为基础，利用测井曲线叠合法建立了廊固凹陷测井资料计算总有机碳的经验公式，计算结果与实测值符合率可达80%~90%；据此选取了测井数据全、暗色泥岩发育并具有代表性的井，建立了廊固凹陷烃源岩分布评价标准，进而分析了廊固凹陷沙河街组沙三段与沙四段烃源岩的平面、剖面分布特征。研究表明，廊固凹陷主要发育巨厚的中等—低质量烃源岩，优质烃源岩主要发育于湖侵体系域；新发现固安优质烃源岩发育区，对下一步分层系开展精细勘探，寻找岩性油气藏具有重要的指导意义。
硫化氢是天然气和石油伴生气中的一种有害成分,会给油气的安全生产带来隐患。在渤海湾盆地渤中坳陷渤中25-1/S油田开发期间,在多口井中检测到硫化氢,含量达到（5～318）×10-6通过天然气、硫酸盐、硫化亚铁等样品的实验分析,对该油田明化镇组下段和沙河街组硫化氢成因进行研究,认为渤中25-1/S油田硫化氢与油气同源,来源于古近系沙河街组干酪根的热分解。
塔里木盆地玛扎塔格构造带奥陶系风化壳基质孔渗差，以次生缝洞体储层为主，非均质性强，缝洞体的分布特征对海相碳酸盐岩储层评价具有重要影响。通过岩心观察并结合测井资料分析，认为该区发育多期岩溶与裂缝。岩溶作用影响深度达400m，单井岩溶孔洞层为3～5层，单层厚10~50m。渗流带岩溶孔洞较发育，潜流带岩溶孔洞欠发育，岩溶强度较小，层段内岩溶孔洞断续分布。洞穴规模较小，机械充填严重。通过构造研究与古地貌恢复建立了研究区岩溶发育模式，和田河气田位于岩溶缓坡—洼地区，岩溶洞穴较少且多充填砂泥;而南部大面积风化壳是3期岩溶作用的叠加区，位于汇流溶蚀的岩溶斜坡区，有利于储层的发育与保存，是缝洞型油气藏勘探的有利方向。
火山岩优质储层包括火山机构等控制的原生孔隙和裂缝，以及风化作用和断裂控制的次生孔隙和裂缝，查清塔北地区二叠系火山岩优质储层的类型及物性的变化规律对指导该区勘探具有重要意义。在对野外露头及井下岩心进行观察和采样的基础上，通过薄片及铸体薄片观察、扫描电镜观察、常规物性测试、压汞法毛细管压力曲线分析等方法研究塔北地区二叠系火山岩的储层特征。研究发现塔北地区二叠系火山岩储层的储集空间可分为原生和次生2种：原生孔隙包括气孔、气孔杏仁构造等，原生的裂缝包括柱状节理、冷凝收缩缝和隐爆裂缝等；次生孔隙包括斑晶内溶孔、铸模孔、基质内溶孔和溶蚀缝。优质储层主要由次生孔隙和裂缝构成，孔隙度可高达15.05%，渗透率最高可达22×10-3μm2，剖面上火山岩储层物性由下到上逐渐变好，上部次生改造作用强烈，次生孔隙及裂缝更加发育，具有很好的勘探前景。
柴达木盆地北缘(柴北缘)是在前中生代基底断块的基础上，自侏罗纪开始，受特提斯构造域演化和青藏高原地块碰撞拼合的影响，在区域压扭的动力学背景下，形成并发展、演化的一个中新生代内陆压扭性盆地，受北缘祁连山逆冲走滑的影响，北缘山前带主要形成了平台凸起山前带、冷湖—南八仙构造带、鄂博梁—鸭湖构造带等重点构造。在柴北缘主要构造带上选择有代表性的重点构造，研究其构造演化史和油气成藏史之间的匹配关系，并在解剖重点构造的基础上优选主要构造带，所取得的认识对该地区油气勘探具有重要的指导意义。
羌塘盆地为青藏高原上面积最大的一个中生代海相残留盆地，以三叠系和侏罗系为主要目的层，迄今为止已发现200多处油气显示和一个古油藏。埋藏史及热演化史分析认为，盆地至少发生过2次油气生成过程，第一次在侏罗纪晚期—白垩纪晚期，第二次在新近纪。盆地发育4套储盖组合，中侏罗统布曲组—夏里组为最有利的组合。通过对盆地油气显示的分析及古油藏解剖，初步认为盆地的油气储盖组合可能主要为自生自储型，后期的保存是最关键的控制因素。
基于准噶尔盆地西北缘克百地区30余口井的岩心、录井及测井数据，运用显微镜、扫描电镜等分析手段，通过对砂砾岩储层的岩石学、沉积学进行分析，认为准噶尔盆地西北缘克百地区二叠系风城组砂砾岩以岩屑砂岩和长石岩屑砂岩为主，沉积相以扇三角洲相和冲积扇相为主，其中以扇三角洲前缘亚相水下分流河道微相储层物性最好，可提供最有利的油气储集空间，扇三角洲平原亚相分流河道微相储层物性次之，亦可作为储层的有利区域。经过对研究区成岩机理研究认为，影响研究区砂砾岩储层的主要成岩作用为压实作用、胶结作用和溶解作用。压实作用为破坏性的成岩作用，使该区砂砾岩储层的孔隙度和渗透率减少，4 000m以深孔隙度小于10%、渗透率低于0.1×10-3μm2；胶结作用具有正反2个方面的成岩作用，既可通过胶结减少岩石的孔隙，又可通过抑制压实作用的进一步进行从而保持颗粒间的距离；溶解作用为建设性的成岩作用，尤其是深部储层中具有强烈的压实压溶作用，使油气的储集和运移变的更加有利。
丽水—椒江凹陷月桂峰组属古新世早期沉积，为凹陷主力烃源岩层。依据地震反射波的振幅、连续性、内部结构和外部形态等特征，在月桂峰组识别出6种主要的地震相类型：中高频弱振幅连续平行—亚平行席状相、低频强振幅较连续亚平行席状相、变振幅连续—较连续前积相、中振幅较连续—断续楔状相、中强振幅杂乱相和中弱振幅较连续充填相。然后再结合研究区钻井资料及区域构造背景，进行地震相—沉积相分析。结果表明：研究区月桂峰组是断陷型湖泊沉积环境，主要发育扇三角洲、水下扇、三角洲、湖泊等多种沉积相类型。进而结合钻井岩样分析，得出月桂峰组湖相泥岩属中—好烃源岩，主要发育于丽东次凹、丽西次凹中北部和椒江凹陷的中央洼陷带，有效烃源岩厚度可达1 000余米，面积总共为4 974.8km2。优选了处于源岩中心或邻近源岩中心的凹中隆及斜坡构造带作为下一步勘探工作的重点目标区域，为今后的勘探工作提出了有益的建议。
通过对珠江口盆地陆丰凹陷东部地区的构造、断裂发育、地震反射结构、地层产状、地震反射频率等特征进行分析，并与已证实的新近纪洼陷进行详细对比和研究，首次提出陆丰凹陷东部发育中生代残留洼陷。通过与周边已证实的中生代坳陷石油地质条件的类比，认为陆丰凹陷的中生代残留洼陷应具有一定的勘探潜力，能为陆丰凹陷下一步的油气勘探开辟一个新的领域。
夹层主要是指储层内部不渗透或低渗透，能够对油气的流动、运移或聚集产生控制作用的条带。在天然气运移过程中，若夹层的毛细管突破压力小于下部储层的毛细管饱和压力，天然气会在下部储层还未达到含气饱和的时候通过夹层向上部储层运移，造成下部储层含有可动水。夹层与储层相互叠置会形成多个不饱和含气储层。此类气藏要形成纯气藏的重要因素是圈闭足够高大，进而增加气对原始地层水的排驱压力。大邑地区须家河组储层致密，非均质性强，须二段及须三段均含有不等厚致密夹层，气藏高度大于圈闭高度，夹层控气作用造成大邑气藏无边底水、气水过渡带长、高含水饱和度、普遍气水同出、含气丰度偏低、地层压力接近常压等特点，在此基础上对大邑地区须家河组气、水分布规律进行初步分析。
川西前陆盆地中段上三叠统须家河组二段（须二段）储层普遍为超致密储层。通过显微镜下观察、阴极发光分析、扫描电镜分析等发现，储集空间以各类次生孔隙为主，微裂缝和少量残余原生孔隙次之。储集空间的发育受控于复杂而强烈的成岩变化，早期绿泥石的形成、多期次的溶蚀作用、与不整合相关的差异压实作用对储集空间发育起建设性控制作用。根据储层成岩矿物形成的时间及对孔隙度破坏以及次生孔隙形成的定量统计表明，目前该区砂岩已达到中成岩B期，储集空间主要经历了早成岩阶段压实作用对原生孔隙的破坏，中成岩阶段A期油气大量进入储层时酸性水溶蚀形成次生孔隙，以及其后成岩阶段中碳酸盐胶结和硅质胶结对次生孔隙的破坏3个阶段。
川东南坳褶带寒武系清虚洞组碳酸盐岩储层的发育受三大主控因素控制：高能浅滩沉积环境、白云岩化作用和埋藏溶蚀作用。高能浅滩有利于保存原生孔隙和发生早期溶蚀作用，为储层的发育提供物质基础；白云岩化作用改造储集空间、提供流体活动空间，是储层形成的必要补充；埋藏溶蚀作用造就储集空间，改善渗流通道，是储层形成的关键因素。三大主控因素紧密联系、缺一不可，形成了清虚洞组粒屑白云岩优质储层。
马岭油田延长组长8油层组是鄂尔多斯盆地老区未来油气勘探和开发的重要补充层系之一。研究资料表明，马岭油田长8油层组油藏的储层属于砂岩型储层，总体上物性较差，属低渗—超低渗储层;储层的分布范围较广，主要位于水下分流河道主干河道部位;成岩作用过程中溶蚀作用对于储层储集性能的改善作用明显。长8油层组上部油藏主要分布于水下分流河道的主河道位置或主河道侧翼位置，具有河道砂岩比较发育、相对较好的物性特征。同时，油藏饱和度与次生溶蚀孔隙的发育具有正相关性。说明马岭地区长8油层组油藏的形成与储层分布和储层发育特征关系密切。同时，三角洲前缘水下分流河道砂体距离油源近，两侧泥岩比较发育，具有形成油藏的有利圈闭等特征，是油气聚集的最有利相带。
黄桥地区CO2气田是我国陆上规模最大的CO2气田之一，主要是由古近纪以后岩浆火山活动地幔物质上涌形成的。该气田平面上临近深大断裂的交会部位，纵向上从下古生界到新近系盐城组都有分布。CO2是在相对较高温度下快速成藏的，且成藏时间晚于油气，二叠系—三叠系油气藏则以自生自储为主要特征。富含CO2的层位与主要的油气显示层位并不一致，CO2在向上运移的过程中很难将先进入储层的油气驱替出来，特别是在二叠系龙潭组致密的砂岩储层中。油气藏保存条件良好，但高温CO2带来的热量使原油大多热分解转化为轻质油，其品质好黏度低，有利于在物性相对较好的构造高点富集成藏。
通过对世界深层主要含油气盆地的分布及典型油气田的统计和解剖表明，前陆盆地、被动大陆边缘盆地、裂谷盆地和山间盆地为主要的深层含油气盆地类型；烃源岩主要为古生代和中生代泥岩，低地温梯度和异常压力有利于深部油气的生成和保存；有利的沉积相带、低地温梯度、表生风化淋滤作用、成岩作用中胶结物溶解和白云岩化作用、异常高压、早期油气充注、裂缝发育等都是形成和保存深部良好储集性能的有利因素，多由古生代和中生代的碳酸盐岩或碎屑岩组成。前陆盆地或被动陆缘盆地的背景、良好储盖配置尤其是膏岩层的发育、异常压力的存在是深层油气成藏主控因素，深层勘探应围绕具备这些条件的盆地展开。
等温吸附实验显示，同一黏土样品的甲烷吸附量随粒度减小有增加趋势，粒度减小不仅使颗粒内部的孔隙更多地暴露，而且使样品活化程度增高，增加了孔隙连通性、孔隙体积和表面积，从而使吸附量不断增加。孔隙测量表明，绿泥石黏土孔隙率低且以大孔为主，当粒度小于270目时，绿泥石样品的内表面积明显增加，其甲烷吸附量明显的升高。而蒙脱石黏土孔隙率高，以纳米级微孔隙为主，小于270目时可能部分孔隙被破坏，孔隙体积、表面积及甲烷吸附量出现轻微的减小。尽管粒度变化对不同大小孔隙的分布均有一定的影响，但样品表面积和气体吸附量主要受小于20nm，特别是小于10nm微孔隙变化的影响。为提高不同试样气体吸附量测定的准确性和可比性，150~250目粒度范围可作为气体吸附实验研究样品的标准粒度。
通过统计分析准噶尔盆地南缘155个天然气样品组分和碳同位素数据，发现天然气中的N2主要富集在新近系沙湾组、古近系紫泥泉子组和北天山山前的浅部地层中。天然气组分和碳同位素表明，N2和烃类气体为同源生成，均来自有机质处于高—过成熟阶段的侏罗系煤系地层，没有大气渗入和岩浆—火山气体的混入。N2含量与储层年龄和地层埋深有关，随着地层由老到新，埋藏由深至浅，N2逐渐富集。高含氮天然气主要受运移作用控制，是天然气垂向运移的结果，新地层和北天山山前浅部地层中赋存的天然气受到微生物降解。
通过对准噶尔盆地中部1区块与相邻油田原油中轻烃分布与组成特征的系统对比研究，发现中部1区块原油的轻烃以富含甲基环己烷为特征，其甲基环己烷指数基本都大于50%，且具有相对较高的姥植比。这明显不同于相邻的石西油田和莫北油田的原油，揭示出中部1区块原油中具有一定量陆源有机质的贡献。这与前人依据生物标志化合物和碳同位素的分析资料所得出的油源对比结果一致。利用2,4-二甲基戊烷/2,3-二甲基戊烷值计算的原油生成时镜质体反射率结果表明中部1区块原油的成熟度高于临近的石西油田和莫北油田的原油，表明盆地腹部主力烃源岩层中有机质成熟度相对偏高。由此可见，原油轻烃在研究其来源、成因和成熟度等方面具有很高的实用价值。
应用地表露头样品的有机地球化学分析测试资料，从有机质丰度、类型、成熟度等方面，对和什托洛盖盆地北缘沙尔布尔山泥盆系海相烃源岩进行评价。研究表明：和布克赛尔组灰岩有机碳平均含量为0.31%、呼吉尔斯特组有机碳平均含量为0.72%，校正后分别达到中等烃源岩、好烃源岩的标准；有机显微组分以腐泥组为主，有机质类型全部为Ⅰ型；热演化程度适中，处于成熟阶段。虽然露头样品风化严重，导致各项分析测试数据存在不同程度的偏差，但沙尔布尔山地区泥盆系海相烃源岩具有一定的生烃能力是毋容置疑的。
如何用烃源岩评价参数定量评价油页岩品质级别,是目前含油气盆地油页岩评价面临的一个重要问题。通过对我国中西部鄂尔多斯、准噶尔和民和3个含油气盆地中油页岩进行系统采集,开展了含油率和发热量等油页岩品质方面的研究,同时也进行了有机质丰度、有机质类型和成熟度等烃源岩评价方面的研究,重点探讨油页岩品质参数与烃源岩丰度参数的内在关系。研究表明这3个盆地油页岩含油率(ω)、发热量与生烃潜量(S1+S2)相关性最好,与有机碳(TOC)的关系次之,其中含油率与生烃潜量相关系数高达0.89,两者的线性关系式为ω＝0.066（S1+S2）＋2.413,可以根据生烃潜量等指标对油页岩品质特征进行评价,当生烃潜量界限值为16.4mg/g、39.0mg/g、114.4mg/g,有机碳含量为3.3%、10.0%、32.3%,氯仿沥青“A”含量为0.03%、0.2%、0.85%时,油页岩的品质分别达到低级、中级、高级。
伴随油气工业的发展，油气勘探开发逐步从常规油气向致密油气拓展。而在致密油藏开发中，建立有效的驱替压力系统尤为关键。根据致密储层渗流特征，形成以启动压力梯度、主流喉道半径、有用孔隙度和可动流体饱和度等评价参数为主的储层评价新方法，应用新的评价方法建立致密储层分类评价图版。同时，探讨致密油藏有效驱替压力系统建立的理论，研究油藏开发过程中驱替端点压力、末端流压、注采平衡系数等关键参数，指出有效驱替压力系统建立的具体途径和方法，开发实践验证了该方法的正确性。
火山岩储层作为一种特殊的油气储层类型越来越受到人们的关注，在我国松辽盆地北部深层火山岩储层中发现了大规模的天然气藏。火山岩储层具有孔隙、裂缝双重介质特征，渗流过程受启动压力梯度、滑脱效应、应力敏感性的影响。从物质守恒原理出发，考虑多因素,建立复杂条件下双重介质火山岩气藏气、水两相渗流数学模型，进行数值求解，编写计算程序，对不同边界不同因素条件下的动态变化规律进行对比研究。实际单井数值模拟结果表明:启动压力梯度和应力敏感不利于火山岩气藏的开发，综合考虑多因素的计算结果更符合实际火山岩气藏的开发动态。
通常在做水平井产能参数敏感性分析时，只单独分析影响产能的每种参数，很少比较各参数对水平井产能的影响程度，忽略了不同参数组合对水平井产能影响的研究。采用正交试验方法对水平井产能参数的影响程度进行了分析，确定了各因素对水平井产能的影响大小顺序，依次为地层水平渗透率Kh(A)、有效厚度h(C) 、水平段长度L(B)、地下气体黏度μ(E)、各向异性系数β(D)、天然气偏差因子Z(G)和地层温度T(F)等；找出了影响水平井产能的最优参数组合A5B5C4D1E1F4G2；并综合方差分析法结果、CL气田与LS气田水平井产能参数的对比结果，进一步确定了影响水平井产能的显著因素，即地层水平渗透率、水平段厚度、水平段长度。
鄂尔多斯盆地马岭地区长81段主要发育长811、长831 2套砂体，砂体薄、横向变化快。利用地震相分析技术，在地震正演分析的基础上，分别采用自组织神经网络波形分类及分频解释技术进行地震相分析，并将2种分析方法的结果进行补充印证，对马岭地区长811砂体、长831砂体地震相进行划分。在此基础上，对地震相单元中的钻井资料进行单井微相分析，并依此建立长811砂体、长长831砂体地震相与沉积相的对应关系，将地震相转换为沉积相，研究砂体的分布特征及横向变化规律，对储层进行预测。在该区的实际应用中已取得较好效果。
在进行地震储层预测时，经常先对地震属性依据地表环境,采集客观因素、处理不当等原因引起属性异常进行客观分析，充分理解地震各个属性所携带的各种非储层信息;然后再综合分析地质资料，诸如沉积环境、构造特征、岩性变化、物性变化等;最后才是储层含气性在地震属性上的表现特征，再结合非地质因素和非含气性因素进行含气性预测，尤其注意预测方法的适用条件，即在同等级别的地质因素、储层因素的前提下预测含气性。按照上述流程对苏里格气田东区三维地震区进行详细研究，针对三维地震资料属性分析中对于储层预测多解性问题,采用了奇异值分解(SVD)的方法对地震属性展开降维,分类优化,在一定程度上降低了三维地震预测储层的多解性,降低了气田开发井位部署风险，在气田滚动评价与整体开发中起到很好的应用效果。
与传统深度偏移成像方法相比，基于双程波的逆时偏移方法针对地下陡倾角地区和复杂地下地质条件地区的成像有着无可比拟的优势。逆时偏移方法的实现通常有3个步骤：①在时间域实现震源波场的正向外推；②在时间域实现检波点波场的反向外推；③应用合理的成像条件构建成像结果。在实际应用过程中，通常是采用互相关成像条件来构建成像，然而，互相关成像条件构建的逆时偏移成像结果会产生强振幅的低频噪音，这些噪音会极大地降低资料的信噪比，容易导致浅层构造被噪音掩盖而无法识别，仅采用单纯的带通滤波并不能很好地滤除这种噪音。提供了一种新的基于波场分离理论的逆时偏移成像条件，此方法能有效地消除这些特定的噪音，其核心思路就是将震源及检波点波场分离成它们的单程波传播分量，然后仅在反射点处利用互相关的成像条件构建成像结果，从而实现逆时偏移成像。Marmousi模型数据验证了该方法的准确性；同时，采用文中提到的成像条件在准噶尔盆地百口泉地区进行了逆时偏移测试，测试结果充分证明新成像条件对野外资料的适应性。
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