碳酸盐岩储层特征与有效储层的预测 塔河地区碳酸盐岩储层预测技术方法研究
碳酸盐岩储层是海相层序中最常见的一类储层，也是海相层序在石油地质条件上有别于陆相层序的一个重要方面。海相碳酸盐岩作为储层的最大特点是储集物性的非均质性强。由这类储层产生的圈闭和形成的相关油气藏有较大的隐蔽性，对其分布的预测难度较大。最近10年来，随着在鄂尔多斯盆地中部发现靖边古生界大气田，在塔里木盆地发现塔河、塔中与和田河奥陶系大中型油田和气田，在四川盆地石炭系、二叠系与三叠系发现相国寺、傅家庙、渡口河、阳高寺与磨溪等一系列碳酸盐岩气田，使对碳酸盐岩储层特征的认识与有效储层的预测技术有了很大进展。
（一）碳酸盐岩储层发育特征与分布规律
碳酸盐岩储层在我国海相层序中分布的时代从前寒武系到中新生界共10个系21个地层组（表1-1），时代跨度很大。碳酸盐岩作为储层，一类是原生的，包括颗粒碳酸盐岩
表1-1 中国海相碳酸盐岩油气层分布表
（如生物灰岩、鲕滩灰岩、原生白云岩）、礁体等。这类储层以原生孔隙为主，或在原生孔隙基础上，经过一定程度的溶蚀加大而保存下来者，一般多以粒间孔、粒（体）内孔为主，晶间孔次之。对原生型碳酸盐岩储层分布的预测首先需要搞清沉积背景和沉积环境，在此基础上，借助钻井揭示的蛛丝马迹，通过与地震资料结合达到对储集体的有效预测。
四川盆地川东北部地区三叠系飞仙关组鲕滩灰岩储层属于原生型碳酸盐岩储层。它主要是孔隙性鲕粒白云岩，已获天然气探明地质储量336.06×108 m3 ，其中渡口河气田探明天然气地质储量271.65×108 m3 ，单井日产气可达111.47×104 m3 （铁山11井），成为川东继石炭系之后重要的接替层系。鲕滩灰岩储层的发育主要受沉积背景、沉积相带和成岩作用控制。三叠纪早期飞仙关组沉积时期，古地貌和构造格局存在差异性，由此造成飞仙关组地层厚度、岩性、结构在横向上均有较大差别。海槽中鲕粒灰岩不发育，泥质增多，形成泥晶及细粉晶白云岩。渡口河气田处在海槽边缘浅滩这样的地貌高带上发育了厚度达100 m、呈条带状、错落叠置分布的滩相鲕粒灰岩。处在该位置的鲕滩灰岩储层，受海水较频繁进退、间歇性海水盐度变化及间断暴露出海平面的作用，使早期白云岩化得以进行，并发生溶蚀作用，故形成了孔隙性较理想的储渗体（图1-8）。鲕滩灰岩储层以鲕粒溶孔云岩、残余鲕粒灰质云岩为主，粒内、粒间溶孔最多，约占全部孔隙的 80%；原生粒间、粒内孔次之，约占15%；晶间孔、铸模孔等约占全部孔隙的5%。渡口河气田飞仙关组鲕滩灰岩储层孔隙度值分布在0.53%～25.22%，一般6.5%～12.3%，平均孔隙度达9.0%。有效厚度15～70 m不等，储集性能优良。
图1-8 开江-梁平海槽剖面示意图
近年来，在南海北部大陆架东沙隆起碳酸盐岩台地上发现了礁（滩）型油气田，其第三系海相生物礁及生物滩储层是我国最年轻的原生型的极其重要的碳酸盐岩储层，其中流花11-1油田是储量逾2×108 t的大油田。这些礁（滩）的分布具有以下特点：海侵期是礁的繁盛期；海平面上升速率超过或与礁的生长速率同步时，有利于礁的生长；随海侵范围扩大，生物礁由隆起边缘向高部位逐渐发展；生物礁分布受古地貌控制，多发育于古地形高处（断层上升盘、地垒和古潜山等）。礁（滩）储层受成岩改造后，以粒间溶孔、粒内溶孔等为主，次为溶缝、缝合线、裂缝及晶间孔，储层物性好。孔隙型储层孔隙度大于20%，渗透率大于300×10-3μm2 ，是高孔隙、高渗透性的优质储层，与强溶解、强白垩化作用有关；裂缝-孔隙型储层孔隙度10%～25%，渗透率（100～300）×10-3μm2 ，与中等胶结、弱溶解、弱白垩化有关；孔隙-裂缝型储层，孔隙度小于 10%，渗透率小于100×10-3μm2 ，受极少溶解、强胶结和无白垩化作用控制。
另一类碳酸盐岩储层主要受成岩后生作用控制，即孔隙的增加是由于各种成岩作用造成的，如果没有这些次生作用，就不能形成有效的储层（图1-9）。这种储层在中国海相碳酸盐岩储层中占主导地位。促进碳酸盐岩储层孔隙增加的成岩作用主要有溶解作用（其中又包括非岩溶化溶解作用和岩溶化溶解作用）、断裂作用、白云岩化作用等。在其中一种或多种作用控制下，形成了不同类型的碳酸盐岩储层，如主要受风化壳岩溶和非岩溶化溶蚀作用形成的鄂尔多斯盆地中部奥陶系大气田储层；主要受溶蚀作用和白云岩化作用形成的川东石炭系气田储层；主要受风化壳岩溶和破裂作用控制形成的轮南地区奥陶系油气田储层、和田河气田储层；主要受埋藏溶蚀作用和断裂作用控制的塔中地区奥陶系储层。
对于鄂尔多斯盆地中部气田奥陶系储层的形成，沉积相带是基础，风化壳岩溶和同生岩溶作用等是关键。早奥陶世马家沟期，盆地中部普遍发育蒸发潮坪沉积。不同潮坪微相中岩性组合和次生孔隙组合不同。在含膏云坪、藻泥云坪微相带中的白云岩，是发育溶蚀孔洞的主要岩石组合；在云坪、灰云坪微相带中的白云岩是发育晶间孔、晶间溶孔的主要岩石组合；在云灰坪、泥云坪微相带中的白云岩是发育晶间孔、晶间溶孔的主要岩石组合。它们在盆地中部形成了一个南北长约200 km、宽约30～40 km的有利微相带，奠定天然气储层大面积发育的基础。在此基础上，由于先后发育的同生岩溶、风化壳岩溶和埋藏岩溶作用的叠加，造就广泛分布的风化壳储集体。在潮坪环境发育过程中，由于周期性暴露，含膏云坪微相带中产生同生岩溶；奥陶系沉积后，加里东运动使盆地整体抬升，奥陶系经历长达1.3亿年的风化剥蚀，形成对储层发育有重要意义的风化壳及其古岩溶体系。大气淡水的长期淋滤，导致碳酸盐岩和蒸发岩类的强烈溶蚀，在同生岩溶的基础上，进一步发育溶孔、溶洞和岩溶管道。处于隆、坳过渡带的岩溶台地孔、洞、缝网络广泛发育，风化壳深度稳定，垂向分带性明显，垂直岩溶带溶蚀孔洞发育，是气藏主力气层发育段。在风化壳进入深埋藏阶段，有机质脱羧基作用产生的压实水进入风化壳，进行溶蚀改造。上述风化壳储层储集空间以溶蚀孔为主，其次为晶间、膏模孔等，裂缝为岩溶缝等。主要储层类型为裂缝溶孔型白云岩，孔隙度平均值5.3%～6.7%，渗透率一般 1×10-3μm2 左右，高者可达62×10-3μm2。
川东地区发育的石炭系藻白云岩、角砾状白云岩夹生物灰岩储层分布广，是一系列大中型气田的重要储层。其发育特征与鄂尔多斯盆地中部大气田奥陶系相似。该地区上石炭统白云岩储层形成于潮坪环境，同生成岩过程中经历多次暴露、淡水淋滤溶解、白云岩化作用；沉积后抬升，遭受长期风化剥蚀和淋滤溶解，溶洞、溶孔较为发育。有利储层包括溶孔砂屑白云岩、生物碎屑白云岩、粉晶白云岩、角砾状白云岩等。川东地区孔隙度大于3%的上石炭统有效储层厚度一般为 10～34 m，为大面积连片分布的裂缝-孔隙型储层，是大中型气田群的主要产层。
轮南地区油气田（藏）（包括塔河油田）、和田河气田的奥陶系储层是由于风化壳岩溶作用和破裂作用造成的缝洞型碳酸盐岩储层。
图1-9 缝洞系统演化模式图
轮南地区（包括塔河油田）奥陶系碳酸盐岩储层中发现了一系列油气藏，特别是发现了塔河亿吨级油田，成为极其重要的储层。其主要岩石类型为台地边缘、开阔台地相粒屑灰岩、生屑灰岩等。由于长期的成岩作用，其基质孔隙度和渗透率都很低，破裂作用形成的构造裂缝及风化壳岩溶作用形成的溶孔、溶洞和溶缝是最重要的储集空间，储层非均质性强，储层类型主要是孔洞-裂缝型和裂缝-孔洞型。对这套储层的形成，高能环境下形成的粒屑灰岩是有利条件，风化壳岩溶作用和破裂作用是关键。轮南地区奥陶系一间房组和大湾组为沉积于台地边缘浅滩和台地内斜坡浅滩的粒屑灰岩、生屑灰岩，质纯，有利于风化壳溶蚀和裂缝发育。油气的主要储集空间———溶蚀孔洞的发育与风化壳岩溶作用有关。轮南地区奥陶系灰岩在海西早期运动被剥露地表前已成致密灰岩。早海西运动抬升，形成潜山，在泥盆纪晚期—石炭纪初期岩溶作用形成大量次生溶蚀孔洞；石炭纪初期（杜内期）海侵过程中，在稍高层位发育另一岩溶带；海西运动末期至印支运动初期，潜山除再次遭受抬升、剥蚀和发生岩溶外，构造变形形成一系列断裂和裂缝（图 1-10）。溶蚀孔洞的发育在垂向上受岩溶分带的制约，横向上与岩溶古地貌关系密切。距风化壳顶面100 m范围内是岩溶最发育的层段；平面上，岩溶斜坡、岩溶高地边缘、岩溶残丘是岩溶带最厚、溶蚀孔洞较发育的地区，是优质储层形成的有利地带。在中新生代的埋藏过程中，有机质热演化产生的酸性水可沿裂缝和孔隙渗入，使原有的孔、洞、缝发生扩溶，进一步改善储层。裂缝发育程度一方面决定岩溶发育的初始条件，其次是将孔、洞串联起来，成为油气渗滤通道，它的形成主要与构造应力作用有关。
图1-10 轮南地区奥陶系风化壳形成模式示意图
塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带奥陶系碳酸盐岩储层发育不同于风化壳储层的发育，主要与埋藏溶蚀、断裂作用有关（图1-11）。塔中Ⅰ号断裂是塔中凸起与其北侧满加尔凹陷的分界，长期发育并控制奥陶系沉积相的展布。Ⅰ号断裂上盘发育有利的台地边缘（陆棚）礁滩沉积相带，虽在后期成岩作用中原生孔隙已消失殆尽，但这种原始沉积相带有利于溶蚀作用和破裂。在中深埋藏阶段，来源于深部及凹陷方向的CO2、有机酸和 H2 S，沿断裂带运移，使奥陶系灰岩发生溶蚀。溶蚀作用主要有 3 期，与 3 次油气运移事件相一致，形成裂缝-孔洞型储层和孔隙-裂缝型储层，目前已发现以此为储层的多个油气藏。
图1-11 塔中地区中上奥陶统碳酸盐岩埋藏期酸性流体运移模式示意图
可以看出，中国海相碳酸盐岩储层因时代较老，以次生型为主，且成因类型多样，非均质性强，隐蔽性大，预测难度也大，而时代较新的碳酸盐岩可发育原生型储层，受原始沉积相控制程度较高，预测相对较易。
（二）碳酸盐岩有效储层的预测技术
碳酸盐岩储层以其后生改造作用显著、非均质性和隐蔽性强为鲜明特点，因此对其预测一直是一项难度很大的课题。近年来通过攻关，已取得长足进展。
碳酸盐岩储层预测方法和技术可以概括为两大类，即地质分析法和地球物理探测法，近年来又逐渐表现为由这两种技术相结合而发展起来的地质-地球物理综合预测技术。
1.地质分析法
地质分析法即是依据碳酸盐岩储层发育的主控因素，预测有利储集体的分布，它包括沉积相分析、成岩相分析、构造裂缝分析。
沉积相分析是碳酸盐岩储层预测的基础。原生孔隙发育及有利于后期次生孔隙发育的相带为有利储层发育带。碳酸盐岩沉积相分布，在台地边缘为高能碳酸盐砂或礁发育区，向台地内部和盆地方向则分别变为潮坪、萨布哈及坡前碎屑流等环境。中国已发现的碳酸盐岩储层发育的主要沉积相包括：潮坪相，如四川盆地震旦系、石炭系，鄂尔多斯盆地奥陶系，塔里木盆地石炭系，渤海湾盆地的中新元古界、奥陶系，它们频繁暴露于大气环境，处于变盐度环境，有利于同生溶蚀作用改造，改善储层；礁（滩）相，如四川盆地东部二叠系长兴组陆棚边缘礁、点礁，三叠系飞仙关组鲕滩灰岩，塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带上盘奥陶系礁滩灰岩、轮南潜山奥陶系粒屑、生屑灰岩，东沙隆起第三系礁滩，它们形成于相对高能环境，质纯，原生孔隙发育，当原生孔隙消失时仍有助于后期的溶蚀作用和破裂作用。
成岩相即成岩环境的“物质表现”。碳酸盐岩储层性质受成岩作用影响极大。通过对成岩作用的分析，可以预测有利成岩相的发育，进而预测有利储集体的分布。促使孔隙度增加的成岩作用主要有同生期溶蚀作用、风化壳岩溶作用、埋藏岩溶作用、白云岩化作用。同生期溶蚀作用与沉积物间歇性暴露于大气水环境有关，主要发生在潮上、潮间以及台缘、台内的礁（滩）相，从而形成粒间、粒内溶孔；由于构造抬升、剥蚀、淋滤而发生的风化壳岩溶作用，在中国古老碳酸盐岩储层形成中极为重要，也较普遍。有效储层的分布垂向上具分带性，平面上受岩溶地貌单元控制。通过岩溶体系研究，可以较好地预测有利岩溶储层分布，例如：利用层拉平技术和三维可视化技术将轮南奥陶系潜山顶面沿上覆石炭系双峰灰岩（标志层）拉平，此时的奥陶系顶面可视为海西早期岩溶发育时的古地貌，进一步标定古水系展布，为预测岩溶储层发育奠定了基础。
白云岩化作用可发生于潮坪环境、埋藏环境等，其中潮坪或浅水礁（滩）沉积物的白云岩化作用对改善储层意义较大。
构造裂缝分析包括根据裂缝形成机理及通过应力场分析再现裂缝发育规律。构造裂缝形成与局部构造的形态、岩石物理性质、地层厚度以及地层埋藏深度等相关。裂缝通常在构造的端部最发育，它可以出现在陡窄背斜的顶部，或高点复杂化的宽缓背斜的顶部或不对称背斜的陡翼上。张裂缝发育程度与地层变形曲率成正比。依据这些特点可以预测裂缝带集中分布的部位。对裂缝的研究可以通过岩心观察、地表露头研究以及微裂缝研究去进行。近年来，国内预测碳酸盐岩裂缝发育还采用了有限元应力场数值模拟及差异应力场分析方法，通过获得最大、最小主应力和剪应力分布，预测裂缝发育级别和裂缝密集带分布。
2.地球物理探测法
1）据地震反射特征识别碳酸盐岩储集体
对于一些原生性质的礁、滩储集体，它们在地震反射剖面上具有独特的反射结构。
生物礁在地层中往往呈岩隆状凸起，因而在时间剖面上呈丘状凸起，轮廓清楚，顶部具强反射，内部为杂乱反射或无反射，两侧有向岩隆上超反射结构，上覆沉积常见披覆构造，当礁岩与下伏围岩声速差异较大时，底面反射同相轴可能上提或下拉。据此，在南海北部陆架第三系碳酸盐岩台地边缘发现了一系列礁体。在塔里木盆地某地区也发现了一系列为礁丘反映的“丘状异常体”（图1-12），礁丘发育时代为中奥陶世，呈丘状或金字塔状外形，内部反射结构杂乱，翼部具有向“丘状异常体”超覆减薄现象。
川东三叠系飞仙关组鲕滩地震反射特征亦很清晰。在渡口河地区，飞仙关组储层段与非储层段声波时差有明显差异，平均相差达1660 m/s，由此形成强振幅反射，即亮点。区内鲕滩灰岩储层即表现为，在弱或极弱反射背景下出现了强或较强的反射段。
对于像塔河油田奥陶系那样由孔、洞、缝构成的储层，其在地震响应上也有相应的特征。①缝洞系统对地震波有较强的吸收和衰减作用：地震波通过缝洞系统尤其是其充满天然气后，会出现频率降低、振幅减弱的地震异常；②缝洞系统是一个地震低速异常体：缝洞系统及其被油、气、水充填后，相对于致密基质岩块来说，是一地震低速异常体或低阻抗体；③缝洞系统为地震波的散射和绕射创造了条件：在地震剖面上，缝洞系统常表现为相干性差、反射杂乱、同相轴时强时弱、断续出现或存在复合波等异常特征；④纵波的各向异性：利用纵波不同方位的振幅特性可判断裂缝的走向；⑤横波分裂：根据快、慢横波的时差、波形、振幅衰减、频率变化等研究裂隙的方位。
图1-12 塔里木盆地某地区“丘状异常体”典型剖面
2）测井信息与地震处理结合，形成的储层预测技术
近年来，在塔里木盆地轮南奥陶系碳酸盐岩风化壳油气藏（包括塔河油田）勘探过程中，逐渐形成了一套先进的碳酸盐岩储层预测技术系列，包括碳酸盐岩储层地震资料精细成像处理技术、储层预测的地震技术、储层识别与评价的测井技术等（据99—111项目研究成果）。
（1）利用碳酸盐岩储层精细成像处理技术对塔河油田进行三维连片精细处理，对奥陶系风化面进行了精细刻画。
（2）在轮南潜山（包括塔河油田）采用的碳酸盐岩储层预测技术，具体包括地震属性提取技术、三维地震相干体技术、三维可视化解释技术、地震测井联合反演技术和检测裂缝及溶洞VSP技术。
a.地震属性参数提取：为了消除地震反射振幅本身存在的差异对振幅属性分析的影响，应用振幅横向变化率来预测储层，结果表明振幅横向变化率较大的区域与裂缝带或溶洞的发育有关。
b.三维地震相干体分析技术：利用联片三维地震资料相干数据分析表明，裂隙、溶洞发育，矿物、泥质和碎屑充填程度低，而产量和储量丰度较高的地区，处于相干性较弱的区域。
c.三维可视化解释：利用三维可视化技术和地震数据体层拉平（古构造近似恢复）技术相结合的方法，对古地貌、古水系的恢复，为古岩溶体系的展布及有利储层的预测、储层地质模式的建立提供了可靠依据。
d.地震测井联合反演技术：利用钻井资料和联片三维地震保幅数据体针对奥陶系碳酸盐岩储层进行反演处理研究。通过地震测井联合反演波阻抗结果预测，下奥陶统储层发育与上、下岩溶带有关，储层主要分布在风化面以下 150～200 m范围以内（图 1-13），主要储集体和油气产层多发育在下奥陶统顶部风化面以下60～90 m。
图1-13 轮南地区奥陶系风化壳油气藏模式示意图
（3）碳酸盐岩储层识别与评价的测井技术
主要包括声波电视成像测井技术和长源距声波全波测井技术等。
a.声波电视成像测井技术：通过对塔河油田声波电视测井数据处理，将声波电视幅度图像和传播时间图并排显示，可进行与井眼相交的倾斜裂缝、张开裂缝、闭合裂缝对比分析，根据从声波电视图像上提取的各井裂缝倾向、倾角信息，作出各井奥陶系井段的裂缝产状施密特图，较客观地描述裂缝-孔洞型储层特征。
b.长源距声波全波测井技术：运用长源距声波全波测井测得的一段数据，编辑“裂缝指示”曲线，建立塔河油田综合裂缝概率模型。
3）碳酸盐岩储层油气判别技术
对塔河油田碳酸盐岩储层的含油气性，主要利用模式识别、稳健烃类检测系统、多参数聚类分析技术进行了研究探索。
（1）模式识别预测含油气性：利用模式识别处理技术进行碳酸盐岩储层含油气性预测，预测成功率为60%左右。本模式识别方法只是二维油气预测，预测精度受到一定限制。
（2）稳健烃类检测系统应用：通过对已知钻井的分析和预测井的验证，“稳健烃类检测系统”反映下奥陶统碳酸盐岩储层含油性最敏感的特征参数 F w，其响应特征为：对于高产油井，Fw存在良好的低异常；对于干井，Fw 为高值；对于低产井或中等偏低产量的井，Fw存在不显著的低异常。
（3）多参数聚类分析技术：利用二维交会的方式，将沿层任意两种地球物理参数进行分析，如平均相干、振幅的二维交会图，或利用三种参数进行交会分析，如平均相干、波阻抗、振幅的三维交会图，进行含油气性预测，也取得了较好效果。
（4）碳酸盐岩储层含油气性综合预测：充分利用模式识别、烃类检测的二维预测结果，综合利用振幅、振幅变化率、相干、波阻抗、层速度等多种参数平面分布特征与油气的对应关系，结合已完钻井油气成果与古地貌、古水系的对比研究成果，综合判识储层含油性，效果更加明显。
（5）碳酸盐岩储层识别技术：这一预测技术经过在塔河油田的探索性研究、应用，已初见成效。主要是多方位地震资料各向异性处理技术、构造应力场分析技术和频率差异分析溶蚀识别技术。
通过这一技术的探索应用和上述各种地球物理参数的分析评价，综合钻井、岩心等资料，可预测碳酸盐岩裂缝及溶洞型储层的有利发育区带，进而对储层的区域分布进行综合评价预测。
4）非地震技术
在判别塔里木盆地“丘状异常体”地质属性为“火成岩”、“礁丘异常体”、“局部发育的砂体”中，采用了高精度航磁资料进行正演计算及数据处理，排除了其为火成岩体的可能性。再结合速度分析，认为这些异常体为礁丘的反映。
除此之外，高精度重力勘探、重力测井技术、遥感技术在碳酸盐岩储层及储集体预测中亦具有一定的应用价值。
上述分析表明，碳酸盐岩储层具有显著的非均质性和隐蔽性，预测难度较大。其分布受原始沉积相带及成岩后生作用控制。原生性的储层受沉积相带的控制较明显，通过沉积相研究并结合地震预测可以较好地圈定其分布范围。而在海相碳酸盐岩储层中占主导地位的，主要是由成岩和后生作用形成的储层，预测难度就很大。对其分布范围的客观预测除要寻找有利于后期储层发育的高能沉积相带外，还要找寻溶解作用、断裂作用和白云岩化作用的有利区带，由于这些作用时空上的不均一性，因而要完全掌握它的规律难度很大，甚至在有些情况下还不可能。这就只能依靠综合研究的不断深化和新技术的应用，逐步去逼近客观实际。碳酸盐岩储层的预测技术正在不断发展中。通过地震反射特征、地震属性分析、测井信息评价、测井-地震联合反演以及非地震技术，预测有利储层的分布。但应该承认，目前技术还只能对碳酸盐岩非均质储层的分布给出轮廓性的预测，要描述储层发育的细节，一方面要提高预测的精度，另一方面要想方设法描述空间分布的连续性。应该说，发展碳酸盐岩储层预测技术还任重而道远。
缝洞型碳酸盐岩储集体特征及预测——以哈萨克斯坦A油田Pz段为例~
王兆峰1，2 王 鹏2 陈 鑫2 李 强2
（1.中国地质大学地球物理与信息技术学院，北京 100083； 2.中国石油集团东方地球物理公司研究院，河北涿州 072751）
作者简介：王兆峰，男，在读博士后，高级工程师，主要从事油气藏评价与开发工作。
摘 要：缝洞型碳酸盐岩油气藏是全球油气增储上产的重要领域之一。然而，碳酸盐岩储集体形态复杂，非均质性强，难以准确预测。本文以哈萨克斯坦A油田Pz段储集体为研究对象，采用井震协同进行精细连井 标定，提高了目的层横向上的连续性和可靠性。引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释，落实尖灭线及圈 闭规模，增加了研究区勘探开发的面积。利用断层建模技术将断层面立体刻画，确保断层解释的精度。利用 三维可视化技术进行古地貌分析，将研究区古地貌分为峰从洼地、峰林谷地和古侵蚀沟3种，并预测了有利 岩相带的空间展布。综合地质、测井和地震响应特征，宏微观相结合将储集体分为溶洞孔隙型、裂缝孔隙型 和裂缝型3种。综合地震属性、地震反演和蚂蚁体追踪建模技术，刻画了储集体的空间展布特征，并指出了 下一步滚动勘探开发的潜力区。
关键字：缝洞型储层；碳酸盐岩；储集体预测；A油田
The Characteristics and Prediction of Fissure-cavern Carbonate Reservoirs of PzLayer in NWKYZ Oil field in Kazakhstan
Wang Zhaofeng1，2，Wang Peng2，Chen Xin2，Li Qiang2
（1.Geophysical and Information Technology Institute of China University of Geosciences，Beijing 100083，China； 2.BGP Geophysical Research Institute，CNPC，Zhuozhou 072751，China）
Abstract：Fissure-cavern carbonate reservoirs is one of the most important areas of increasing oil and gas production in the world.It is hard to forecast because the reservoir rock has complex form and heterogeneity.Using fissure-cavern carbonate reservoirs of the Pz layer in NWKYZ oil field in Kazakhstan as the target，we demarcate the well tie with integration of well and seismic to heighten the consistence and reliability of the horizon demarcating.We draw recent karst theory to direct the structure elucidation of the top surface of the base.We define the wedge out and structural trap，and increase the exploratory development area of the region of interest.We show the fault plane audio-visual with the method of fault model technology and make sure the quality of fault interpretation.We divide the palaeogeomorphology into 3 kinds with 3D visualization：peak cluster，peak forest and fossil erosion cut.We forecast the distribution of the beneficial lithofacies.With the characteristic of geology，logging and seismic response，we divide the reservoirs into 3 kinds：vag hole，fracture pore and fracture.We clarify the distribution of the 3 types reservoirs with the method of seismic attribution，seismic inversion and ant tracking modeling，and then we point out the potential area for exploratory development.
Key words：Fissure-cavern reservoir；carbonate；reservoir prediction；NWKYZ oil field
引言
缝洞型碳酸盐岩油气藏是全球油气增储上产的重要领域之一［1～2］。由于该储集体形态复杂，非均质性强，钻探成功率一直不高，使得缝洞型碳酸盐岩油气藏的勘探开发成为一项世界级难 题［3～7］。多学科综合应用进行储集体的预测是解决这项难题的有效途径［8～9］。本文以哈萨克斯坦 A油田Pz层的缝洞型碳酸盐岩储集体为例，探索综合应用地质、地震、测井及生产动态资料来预 测缝洞型碳酸盐岩储集体特征的方法，希望能抛砖引玉，促进多学科在缝洞型碳酸盐岩储集体预 测中的广泛应用。
图1 A油田位置（据胡向红，2011［7］，有修改）
1 区域地质概况
A油田位于哈萨克斯坦共和国境内南图尔盖盆地南部的Aryskum凹陷的aksay凸起上（图1）［1］。A 油田主要在M-Ⅱ层、侏罗系层和基底Pz层发现了工业油气流。本次研究的基底Pz层主要为灰岩和白 云质灰岩（Kz43、Kz47井），部分井含少量硬硅酸岩和软硅酸岩（Kz51），是典型的缝洞型碳酸盐岩储 集体。
南图尔盖盆地基底固结于早古生代末，根据基底组成及变质程度的差异，可进一步将其划分为 两套构造层，即前元古宇-下古生界深变 质褶皱基底，为盆地之真正基底，另一套 为泥盆-石炭系碳酸盐岩-基底Pz，为盆 地过渡性质基底，研究区的基底属于碳酸 盐岩过渡性基底［1]。基底之上主要发育侏 罗系、白垩系、第三系（古近-新近系） 和第四系，上覆地层与基底间以大角度不 整合接触（表1）。
南图尔盖盆地位于哈萨克斯坦中南部，处于乌拉尔-天山缝合线转折端剪切带，是 在海西期基底隆起上发育的中生代裂谷盆 地［10］。按地层构造标志序列，可将其中新 生界划分出反映区域构造演化特征的5个阶 段，即初始张裂阶段、断陷发育阶段、断坳 转换阶段、坳陷发育阶段和后期隆起阶 段［10]。研究区目的层基底Pz固结于古生代 末，并且遭受了抬升和强烈的剥蚀。A油田 基岩岩性复杂，据岩心、录井、镜下资料分 析，储层主要岩性可以分为4类：灰岩、白 云质灰岩、角砾岩和硅质岩。测井曲线特征 表现为高电阻率、高速度、低中子、高密度的特征。
表1 南图尔盖盆地地层简表
2 精细构造解释
2.1 井震联合连井精细标定
精细的地震地质层位标定是地震构造解释的基础，在标定时确保每一个地质界面和地震同相轴相对 应，匹配好储层段的每个同相轴，使时间域地震资料和深度域的测井资料能够正确地结合［11］。本次层 位标定采用“井震结合连井精细标定” 方法，即综合利用研究区29口完钻井的钻井、录井和测井资料 在进行了精确地层划分与对比的基础上，进行层位的连井标定与对比。通过多井合成地震记录的制作及 研究区纵横向联井剖面的对比验证，保证了层位标定横向上的连续性和可靠性（图2）。在标定过程中 根据测井曲线在纵向上的变化规律来确定标准层。其中白垩系阿雷斯库姆组泥岩段在工区内分布相对稳 定，可作为标准层。
图2 NWKYZYJIA50-58-54-48-57-32-51-31联井标定剖面
2.2 引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释
利用现代岩溶形成的喀斯特地貌特征（图3-A）和研究区的地震剖面（图3-B）进行对比来指导地 震解释，将古地貌复杂的上覆地层与基底的接触关系分为U形、V形和楔形3种，并对研究区古地貌复杂 的研究区进行重新解释。重新落实MII、J3ak尖灭线及构造26.1km2、落实碳酸盐古潜山构造52.7km2。
图3 引入现代岩溶指导缝洞型碳酸盐岩的基底顶面构造解释
2.3 断裂模型确保断层解释精度
在运用相干、地层倾角、时间切片、三维可视化等多种方法进行断层识别的基础上，进行断层建 模，利用断裂模型来确保断层解释精度（图4）。全区共解释断层50条，穿过基底断层30条，其中10 条延伸距离在1.5km以上（图5）。
图4 A油田断面模型
图5 A油田Pz层顶面断裂平面分布图
2.4 构造落实与古地貌的三维可视化展现
在精细解释Pz顶面反射层的基础上，利用研究区29口井的时深关系建立三维速度场，对层位进行 时深转换，然后对井进行校正，得到了目的层顶面构造图（图6）。基底Pz顶面主要分为东、西两个隆 起，局部发育一些小背斜圈闭，本次研究共落实圈闭16个，面积17.88km2。
图6 A油田Pz层顶面构造图
在构造落实的基础上，进行古地貌恢复，并利用三维可视化技术展现研究区的古地貌特征（图7）。研究区的古地貌可分为峰从洼地、峰林谷地和古侵蚀沟3种类型。
图7 A油田Pz层古地貌分析图
3 储集体特征及预测
3.1 储层岩相特征
岩心、薄片及录井资料显示基底Pz主要岩性为灰岩、白云质灰岩、硅质岩和角砾岩4类。由单井 岩相分析图（图8）可以看出，基底岩性的电测特征主要分为两类：一类灰岩和白云质灰岩为低伽马、 中高电阻率、低声波时差、高密度；另一类硅质岩和角砾岩刚好相反，中高伽马、低电阻率、高声波时 差、低密度。同类岩性的曲线形态基本一致，多为线型。从接触关系上看，灰岩和白云质灰岩与上覆碎 屑岩的测井曲线接触关系为突变，硅质岩和角砾岩与上覆碎屑岩的接触关系为渐变。储层岩相在横向和 纵向上都具有很强的非均质性，角砾岩、硅质岩和白云质灰岩呈块状分布，利用属性建模技术能够很好 地将岩相的空间展布形态直观地展示（图9）。
3.2 储层分类特征
A油田Pz段的缝洞型碳酸盐岩储集体次生孔隙较为发育，非均质性强，储层物性好，是该区的主 力产层。根据岩心、测井及地震响应特征，研究区的储集体主要可以分为溶洞孔隙型、裂缝孔隙型和裂 缝型3种类型（表2）。
（1）溶洞孔隙型储集体。溶洞被硅质岩、角砾岩全充填，储集空间以溶洞充填物之间的孔隙为主。一般具有一定的构造背景，地震响应呈透镜状异常强反射，下部呈凹形的不连续强反射。测井响应呈箱 形或漏斗形，中低GR、高DT和低密度。
图8 A油田NWKYZYJIA49井Pz段岩相分析综合柱状图
图9 A油田Pz段岩相模型
表2 A油田Pz段储层分类特征
（2）裂缝孔隙型储集体。裂缝和基质孔隙比较发育，是典型的双重介质型储集体。地震响应上常 呈不连续反射，特征不明显，多与缝洞和较大的断裂相邻。测井曲线变化较小，低GR、低DT和高 密度。
（3）裂缝型储集体。储集空间主要是微裂缝。在地震响应上主要表现为连续强振幅界面，测井曲 线变化较小，低GR、中高DT和中高密度。
3.3 地震属性进行储层预测
地震属性分析是预测碳酸盐岩孔洞缝分布的重要技术手段。孔洞缝体系的规模和充填程度不同均会 引起地震响应细微的变化，而这种变化靠肉眼从地震同相轴的变化上来识别是非常困难的［12］。但是，在地震属性的差异中可能隐含了这种变化，每一种地震属性都从不同的侧面反映地下的变化，不同的属 性对缝洞的敏感程度是不同的。反射振幅包含了单个界面的速度、密度及其厚度信息，用它预测横向的 岩层变化和碳氢化合物存在的可能性，利用振幅类的属性可以帮助识别缝洞储层的分布［13］。频率是地 震脉冲的特性，它和地质因素如反射层的厚度或速度的横向变化及气体的存在有关：通常低频更多反映 厚的特征，高频对薄的特征敏感，油气和储层的变化会引起高频的吸收衰减。由于缝洞型碳酸盐岩储层 在大套的碳酸盐岩地层中相对而言是微观的，因此，在碳酸盐岩缝洞型储层的预测中，分频信息对刻画 储层的非均质性是很有帮助的［14］。反射连续性和地层连续性有密切的关系，是评价地震同相轴横向延 伸能力的物理参数，通常用相位类的属性来刻画。
（1）分频属性。分频解释技术是一种新的地震资料解释方法，它是以傅里叶变换、最大熵法及小 波变换等为核心算法的频谱分解技术［14-15］。分频属性结合三维可视化，是精细描述非均质储层的有力 手段。该方法在对三维地震资料时间厚度、地质不连续性成像和解释时，可在频率域内对每一个频率所 对应的振幅进行分析，这种分析方法排除了时间域内不同频率成分的相互干扰，从而可得到高于传统分 辨率的解释结果。通过对分频数据体的过井点剖面分析，总结研究区储层的分频响应有以下规律：有利 储层的分频响应为相对高（暖色）的调谐振幅，差储层分频属性响应往往表现为较低（冷色）调谐振 幅（图10）。通过该方法研究，认为基底碳酸盐岩有利储层主要分布于研究区中部，以侵蚀沟谷为界东 西分布的两大古岩隆周围面积约20km2。
图10 NWKYZYJIA地区基底50Hz分频属性可视化效果图
（2）振幅类属性。振幅是岩性界面阻抗差异的响应，上下地层阻抗差异越大，形成的反射振幅越 强［16］。研究区基底碳酸盐岩表现为弱振幅特征，当内部出现孔、洞、缝的时候，相当于在其内部出现 新反射界面，容易表现出振幅异常，形成局部强反射。
在NWKYZYJIA地区基底反射强度交流分量平面图上（图11），中部反射强度较强（橙、黄等暖色 调）区域代表了孔洞等Ⅰ类储集体发育的地区，其周边反射强度较弱（蓝、绿等冷色调）区域则代表 孔洞不发育的地区。可以看到，强反射区域可大致分为东、西两个部分，与分频技术预测结果基本一 致。在此基础上，每部分又可分为多个沿NW-SE方向展布的条带，与研究区主要断层展布方向基本 一致，说明孔洞发育情况受区域应力和断裂影响。
图11 NWKYZYJIA地区基底反射强度交流分量平面图
3.4 用地震反演进行储层预测
地震反演技术是充分利用测井、钻井、地质资料提供的丰富的构造、层位、岩性等信息，从常规的 地震剖面推导出地下地层的波阻抗、密度、速度、孔隙度、渗透率、砂泥岩百分比、压力等信息［17］。本次反演用Jason软件中约束稀疏脉冲反演（Constraint Sparse Spike Inversion）来完成的。
根据研究区基底Ⅰ、Ⅱ类储集体发育规律，利用Jason软件的体雕刻模块（Volume View）对 距潜山顶面120m厚度范围内的Ⅰ、Ⅱ类储集体进行了雕刻（图12，图13），Ⅰ类储集体波阻抗值 界定为5000～10000g/cm3 *m/s，Ⅱ类储集体波阻抗值界定为10000～13800g/cm3 *m/s。结合研 究区的构造特征可以看出，Ⅰ类储集体主要沿古构造高部位发育，而且位置越高的地方储层厚度越 大，NWKYZYJIA56井附近，Ⅰ类储集体厚度达70m。Ⅱ类储集体发育于构造斜坡部位，其他地方 也有小范围的零星分布。
3.5 利用蚂蚁体追踪建模技术进行储层裂缝预测
裂缝预测一直是缝洞型储层研究的难点。本次裂缝预测采用蚂蚁追踪技术，该技术的原理就 是在地震数据体中播撒大量的蚂蚁，在地震属性体中发现满足预设断裂条件的断裂痕迹的蚂蚁将 “释放” 某种信号，召集其他区域的蚂蚁集中在该断裂处对其进行追踪，而其他不满足断裂条件 的断裂痕迹将不进行标注［18］。最后，获得一个低噪音、具有清晰断裂痕迹的数据体。根据研究区 Pz顶面以下0～120m蚂蚁体追踪的裂缝模型（图14）可以看出，Ⅲ类裂缝型储集体受断裂影响 明显，发育于断裂附近。
图12 NWKYZYJIA工区Pz顶面以下0～120m Ⅰ类储集体厚度图
图13 NWKYZYJIA工区Pz顶面以下0～120m Ⅱ类储集体厚度图
图14 NWKYZYJIA工区Pz顶面以下0～120mⅢ类裂缝型储层展布特征
4 结论
（1）采用井震联合技术进行精细连井标定可以增强层位标定横向上的连续性和可靠性。
（2）引入现代岩溶理论指导基底顶面构造解释，落实尖灭线及构造圈闭。研究区重新落实MII、 J3ak尖灭线及构造26.1km2，落实碳酸盐古潜山构造52.7km2，增加了勘探开发的面积。
（3）断层建模技术可以将断层面直观地展现，有利于确保断层解释的质量。
（4）利用三维可视化技术展现古地貌特征，有助于古地貌的分析。研究区的古地貌主要可以分为 峰丛洼地、峰林谷地和古侵蚀沟3种类型。
（5）综合地质、测井和地震响应特征，将研究区储集体分为溶洞孔隙型、裂缝孔隙型和裂缝型三 种类型。
（6）综合地震属性、地震反演和蚂蚁体追踪建模技术，弄清了研究区3类储集体的空间展布特征。认为Ⅰ类溶洞孔隙型储集体主要沿古构造高部位发育，而且位置越高的地方储层厚度越大；Ⅱ类裂缝孔 隙型储集体发育于构造斜坡部位，其他地方也有小范围的零星分布；Ⅲ类裂缝型储集体受断裂影响明 显，发育于断裂附近。
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李宗杰 韩革华 黄绪宝 张旭光
（新星公司西北石油局规划设计研究院，乌鲁木齐 830011）
摘要 作者分析了新疆塔里木盆地北部塔河油田区碳酸盐岩储层的特点和预测的难点，并针对这些难点，初步找到了利用地震资料进行碳酸盐岩储层预测的方法技术系列。通过在塔河油田的应用取得了较好的效果。这些技术方法主要包括：古地貌研究、古水系研究、振幅提取、相干计算、波阻抗反演技术、模式识别技术、多参数直方图、二维交会图、三维交会图分析技术等。
关键词 古地貌研究 古水系研究 振幅提取 相干计算 波阻抗反演 模式识别 多参数分析
1 引言
塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层是塔里木盆地北部油气勘探的主要目的层之一，储层具有两个显著特点，一是目的层埋藏深（大都在5000m以下），地震反射信号较弱；二是储集空间为构造裂缝及溶蚀孔、洞、缝系统，纵向及横向非均质性强。
随着勘探开发程度的不断深入，在碳酸盐岩储层预测研究中主要存在以下三个方面的问题：
（1）探索碳酸盐岩储层预测的地球物理方法技术系列。
（2）区别碳酸盐岩储集空间内充填物的性质，即油、气、水、硅质、砂泥质、方解石等充填物的识别，也就是含油气性判别。
（3）建立碳酸盐岩储层的地质、地球物理模式。
针对上述问题，主要采用了以下几类碳酸盐岩储层预测技术手段：
（1）利用三维地震资料进行古地貌、古水系研究。
（2）利用地震特殊处理技术进行以下储层预测研究。地震属性参数提取（振幅、频率等），地震特征计算（相干值），地震反演（测井约束反演），测井反演类（利用地震约束的测井反演）。
（3）模式识别等油气识别技术。
利用上述多种地球物理参数，引入直方图分析、二维、三维交会图分析等技术进行多参数综合分析评价，预测储层的分布取得了显著效果，使针对碳酸盐岩储层的钻井成功率在80％以上，证明上述技术方法具有推广应用价值。
2 碳酸盐岩储层预测研究技术方法
通过对塔河地区碳酸盐岩储层特点、预测难点的分析和长时间的摸索和实践确定了如图1所示的碳酸盐岩储层预测研究流程，初步探索出了有效的技术方法系列，下面将介绍各种方法的基本原理和应用条件。
2.1 古地貌、古水系研究
图1 利用地震资料预测碳酸盐岩储层研究框图 Fig.1 The forecast workflow of carbonatite reservoir by seismics
塔河地区构造位置隶属新疆塔里木盆地北部沙雅隆起阿克库勒凸起上，阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩古岩溶发育的时期主要为海西早期，部分地区叠加了海西晚期岩溶作用。
古岩溶发育程度受多种因素控制，其中包括岩性、构造、气候、岩溶持续时间等，其中构造是控制古岩溶发育的重要外在因素之一，主要表现为：①构造背景是古岩溶发育的基础；②构造格局控制了岩溶地貌的分区；③断裂和裂缝是地下水重要通道，对古岩溶的发育具有重要控制作用。因此对古地貌、古水系的研究是进行奥陶系储层预测的重要环节。
石炭系底部巴楚组是在中下奥陶统风化壳之上的填平补齐式沉积，其厚度可间接反映中下奥陶统风化壳型岩溶的地貌特征。石炭系巴楚组顶部的双峰灰岩是区域标志层，它代表一种沉积环境相对稳定情况下的沉积。我们利用地震资料的层拉平技术，将地震数据体或奥陶系顶面构造图沿双峰灰岩顶面拉平，拉平后的奥陶系顶面的构造面貌，基本代表了海西早期岩溶发育时的地貌特征。这样就可以根据古地貌特征，确定岩溶高地、岩溶斜坡、岩溶洼地，从而预测碳酸盐岩储层的有利分布范围。
古水系发育的研究是古岩溶研究的又一个重要环节。我们在精细构造解释的基础上，利用地震的层拉平技术和三维立体可视化解释技术相结合，通过振幅属性的调整，结合钻井岩心、测井解释的数据进行标定，直接利用三维地震数据体分析古地表水系、地下水系的发育情况，从而利用古水系的分布规律预测碳酸盐岩储层的有利分布区域。
2.2 储层预测的地球物理参数方法
（1）相干体技术
相干体技术是利用地震信息计算各道之间的相关性，突出不相关的异常现象。一般认为原始地层沉积时，地层是连续的，即使在横向上有变化也是一种渐变过程。所以，地震波在横向上基本是相似的。影响地震道之间不相关的因素较多，地震资料处理的噪音、地层倾角变化、岩性变化、地层中存在的断层和裂缝，以及火成岩体、礁体、盐丘及泥岩刺穿体等因素，都会影响地震道的相关性。在塔河地区奥陶系碳酸盐岩储层段若地震资料品质好，横向岩性变化不大，断裂的位置可通过地震剖面解释确定，那么影响地震道不相关因素主要是裂缝及溶蚀孔洞和微小断裂，即碳酸盐岩的主要储集空间。所以，利用相干体技术可以预测碳酸盐岩的孔、洞、缝发育带。这里说明一点，相干体只是宏观预测碳酸盐岩孔、洞、缝的发育带，至于孔、洞、缝中充填的是油、气、水，还是泥质、钙质、硅质充填，不能区分。虽然这些物质的充填也会引起地震道之间的不相关性，不相关的程度有多大，尚不能判别，因此还要借助于其他方法。
（2）振幅提取技术
影响地震反射波振幅的因素较多，抛开地震数据采集、处理的影响外，假设在地震处理中，保幅处理较好，那么在奥陶系碳酸盐岩储层中，影响振幅的则是孔、洞、缝的发育程度。一般认为储层中孔洞缝发育则会使振幅减小，因此振幅提取技术也是预测碳酸盐岩储层的有效手段之一，它可以指出碳酸盐岩孔、洞、缝发育带，不能区分其充填物。孔洞中其充填物不同则振幅衰减的程度不同，能否分辨还要取决于地震波的分辨率。
（3）波阻抗反演
地震资料反演的波阻抗数据，是进行岩性解释的有效手段。根据反演的约束条件不同，可分为无井约束反演、单井约束反演、多井约束反演。反演的算法也有很多种，影响反演结果的因素有以下几个方面：
a.地震基础数据的资料品质，品质好（信噪比高、分辨率高、保真度高），反演效果好；否则差。
b.针对碳酸盐岩储层，声波测井曲线能否正确反应裂缝发育带及不发育带，直接影响着测井约束反演的结果。若声波时差曲线不能反应裂缝发育带，就要通过其他的测井曲线如侧向电阻率曲线来建立速度模型，进行正演，与已知井旁道进行对比，以校正声波时差曲线，提高反演的精度和效果。
c.约束反演中子波的提取与确定，也是影响波阻抗反演成果的因素。子波在时间上和空间上应该是变化的，尤其是利用多口井确定的子波，反演中用一个，还是都用，也会影响波阻抗反演结果的精度。
d.约束反演中，初始模型的建立，也就是精细层位标定和解释，是反演结果好坏的基础。
e.如何对声波测井曲线进行环境校正，制作精度高的合成地震记录是反演的关键。
f.参与测井约束反演的井越多，反演的结果越可靠。
碳酸盐岩地层是高波阻抗岩层，当岩层中存在孔、洞、缝发育带时，波阻抗值会降低，低阻抗带基本反映了储层的发育带。也应注意一点，低波阻抗带也只是反映了孔洞缝发育带，致于其充填物是油、气、水还是泥质、砂泥、硅质，也要依据波阻抗反演的分辨率以及充填物与基质、围岩的波阻抗差别大小来判别。
若取灰岩地震波速度为6350m/s，灰岩孔隙度取4％，按时间平均方程计算，当孔隙充填气体时（取气为340m/s）速度将下降37.5％。当充填物为水时（取v=1500m/s）速度将下降10％。当充填物为油时（取v=1200m/s），则速度降低为12.7％。当充填物为泥质时（取v=4700m/s），则速度降低1.2％。当灰岩中裂缝孔洞发育时，孔隙度增大，则相应的速度降低幅度也将增大。
（4)Jason反演中利用地震资料约束的测井反演技术
这种方法就是利用井旁地震道内插出一个地震数据体，将内插地震数据体与实测地震数据体相对比，然后改变每一个样点的权系数值，直到内插的数据体与实测数据体的误差满足精度要求，从而求出一个权系数体。再利用已知井的结果，通过权系数控制得到内插、外推的各种结果，如波阻抗、孔隙度、含水饱和度等。这种方法较适用于开发阶段，它一般要求100km2的面积，要有10口以上钻井，且在区内均匀分布。如果区内钻井少，分布很不均匀时，其精度将大受影响。
2.3 神经网络与模式识别油气预测方法
神经网络与模式识别是利用地震资料直接检测油气的方法，是对前面几种方法的一种补充。利用已知油气井和干井井旁地震道，提取特征信息，建立判别函数，对未知样本判别其含油气性。这些方法在碎屑岩储层研究中取得了较好的效果。在塔北由于目的层埋藏较深、地震信息较弱，储层横向非均质性严重等因素，在特征参数、样本选择、时窗选择上作了大量试验应用研究，在油气直接检测方面取得了一定效果。
2.4 地球物理参数分析技术
采用直方图、二维交会图、三维交会图等多参数聚类分析技术，对多种地球物理参数进行综合分析评价，预测碳酸盐岩储层的有利发育带。
3 碳酸盐岩储层预测技术应用实例
3.1 古地貌研究实例
利用三维地震的层拉平技术，将牧场北工区奥陶系顶面 t。图沿双峰灰岩顶面拉平，并用三维可视化技术对该拉平的层面进行立体显示（图2），该图基本反映了该区古岩溶时期的古地貌特征。
从阿克库勒凸起奥陶系碳酸盐岩岩溶地貌上分析，牧场北地区位于岩溶斜坡带的残丘上，牧场北工区正处于Ln27井所处的岩溶残丘一带。从图2上可以看出牧场北工区的岩溶残丘并非一个，而是岩溶残丘的群体。对比牧场北古岩溶地貌与桂林地区现代峰丛、峰林岩溶地貌形成的模式（图3），二者极为相似。
图2 牧场北三维工区古地貌立体显示图（时间域） Fig.2 The 3D stereoscopic display of fossil landscape
图3 桂林峰丛、峰林岩溶地貌形成示意图 Fig.3 The forming diagram of Karst spike crowd and forest in Guilin,China
通过牧场北地区古岩溶地貌综合分析，得出以下结论：
（1）牧场北古地貌东高、西低，与现今构造形态相似。
（2）牧场北古地貌岩溶残丘可以分为三类。第一类，S48井区（塔河4号油田）为I级残丘；第二类，Ln27-S66井区、S67井区残丘为Ⅱ级残丘；第三类，Ln27井－S66井西北部残丘为Ⅲ级残丘。各残丘带之间有溶蚀沟。工区北部、西北、西南部位均处于较低洼的部位。
（3）从本区溶沟的展布方位推断本区裂缝（节理）主要发育两组，一组为北东向，一组为北西向。这种发育模式可能与本区位于阿克库木构造带和阿克库勒构造带的交汇部位有关。
（4）分析本区钻井油气成果和古地貌特征，钻获工业油气流的 S48、T401、T402、TK408井均处于古地貌较高的残丘上，显示较好的钻井S66、S67、S65井也位于岩溶残丘的高部位或岩溶残丘的斜坡部位。
（5）根据上述古地貌分析，预测本区碳酸盐岩储层的有利发育带为：
第一类有利区，S48井区的工级残丘；第二类有利区，Ln27-S66、S67井区的Ⅱ级残丘；第三类有利区，Ln27-S66井西的Ⅲ级残丘。
经位于第二类有利区的S71井钻井获工业油气流，但比位于第一类有利区的S48井区的产能低，证实我们的预测是正确的。
3.2 古水系研究实例
利用地震数据和钻井、测井成果对艾协克工区塔河3、4号油田区的古水系进行了研究。
首先将艾协克三维工区的地震数据体沿双峰灰岩顶面 地震反射波进行层拉平处理。再将拉平后的三维数据体加载到三维可视化软件中，然后通过调整振幅属性，沿拉平后的双峰灰岩顶面向下分析，在奥陶系顶面附近，黑色振幅连接成树枝状，类似水系的展布（图4）；在奥陶系顶面以下约150 m左右，观察到一组黑色振幅连成树枝状，也类似水系的展布（图5）。根据钻井资料S64井在奥陶系风化面附近钻遇角砾灰岩，代表着溶沟充填物沉积。S61井在奥陶系顶面以下198.4 m处放空1.29 m，钻遇溶洞。S64井、S61井又正好处于树枝状黑色振幅连线附近，所以树枝状的振幅分布，很有可能是古水系的地震反映。
对靠近奥陶系顶部的地表水系和奥陶系内部的地下水系发育情况进行了分析，塔河3、4号油田区古水系发育具有以下特征：
（1）本区奥陶系顶面古构造上呈现北高南低的格局，水系较发育，水由北向南流。
（2）本区主要发育4组水系。以中间的两组水系为主。地表及地下水系均呈树枝状分布。除主干河道外，还有许多分支河道。分支河道向下游逐渐汇聚。
（3）本区地表与地下水系有很强的相关性，且地表水系较地下水系发育。
（4）本区南部各水系汇聚成主干河道，分支河道不发育，与本区中上奥陶统覆盖地区相吻合，地表及地下水系主要发育在中上奥陶统缺失区。中、上奥陶统尖灭线附近，为海水、淡水交汇地区，是混合岩溶的有利发育区。
（5）古水系的发育与本区南北、北东、北西向三组断裂、裂缝发育有关。
（6）对比塔河3号油田和塔河4号油田地表及地下水系；可以看出塔河4号油田区分支河道多于塔河3号油田区。
（7）从本区已完钻井的油气产出情况与地表、地下水系的发育状况分析，处于多支分支河道交汇处的钻井，如S48井有较高的油气产能。水系不发育的地区油气产出也较少，甚至没有产出，如TK303井。
图4 艾协克三维工区奥陶系顶面附近（3448ms）地震切片图（层拉平后） Fig.4 Seismic slices near the top of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）
利用地震资料进行古水系研究，为古岩溶发育研究提供了基础数据。分析认为，分支河道交会地区是岩溶洞穴发育的有利区域，主干河道和分支河道不发育的地区为储层发育的不利地区。这种方法为地下河、溶洞的展布研究，塔河油区储层地质模式的建立提供了可靠的地质依据。
3.3 储层预测的地球物理参数方法应用效果
（1）反演波阻抗的应用效果
为进一步研究艾协克三维工区奥陶系碳酸盐岩储层的横向变化规律，利用该区三维地震保幅数据体和工区内已完钻的T401、T402、TK405、TK406、S46、S47、T302、TK303、S61、S62等10口钻井的测井资料，进行了测井约束的地震反演。
图6为预测井 TK407井波阻抗反演剖面，钻井揭示 TK407井的油气层主要集中在5391.5～5478m，即风化面以下80m范围以内（约30ms）。与波阻抗剖面上的奥陶系风化面以下33ms内的低波阻抗相对应，吻合很好。
利用上述方法对区内钻井逐个分析，约束井的吻合率约为70％～80％，检验、预测井成功率为60％～76％。
（2）振幅参数应用效果
为更客观地分析振幅属性参数，我们选用井周围约50m范围内的振幅平均值，作为该井附近的振幅值。分析振幅值与相应油气储层的关系，确定振幅门槛值。通过分析奥陶系顶面以下20ms时窗内各参数平均值，艾协克工区振幅门槛值为2400，艾协克北工区为7000，牧场北工区为7400（振幅为相对值，量纲一）。经预测井TK407、TK408等钻井钻探证明该参数预测的成功率约为68％～80％。
图5 艾协克三维工区奥陶系内部（3496ms）地震切片图（层拉平后） Fig.5 Seismic slices of Ordovician system in IXK 3D area(after horizon flatten）
图6 过TK407井波阻抗反演剖面 Fig.6 The section of impedance inversion cross well TK407
（3）相干参数应用效果
按照与振幅参数相同的分析方法，确定奥陶系顶面以下约20ms时窗以内的门槛值为：艾协克北三维相关门槛值为9.05％（相对值），艾协克工区门槛值为33％（相对值），牧场北门槛值为95％（相对值），这些值不同是由于各工区数据没有做归一化处理。经T4K 07、TK408等井钻探证实，相干参数在各工区有较高的成功率。
3.4 模式识别油气预测方法应用效果
为了能够在有利储集层分布区，进一步判别储集空间内的含油气性和间接判别充填物性质，对塔河地区碳酸盐岩储层进行了模式识别油气预测，取得了一定效果。
图7 过S71井模式识别异常剖面图 Fig.7 The section of pattern recognition anomalies cross well S71
在牧场北工区利用S48、T401井作为油井样本，LN27井作为干井样本，进行了模式识别处理。本次模式识别所选用的时窗为36 ms，特征参数主要选择伯格谱、自相关、自回归模型参数。如图7为预测井S71井模式识别油气预测异常剖面图，由图分析S71井可望钻获工业油气流，后经实钻证实预测是正确的。
3.5 地球物理多参数分析技术应用
（1）直方图分析技术应用
利用直方图分析技术对所求取的各项沿层的地震参数，比如沿层的振幅、相干值、波阻抗、模式识别异常、频率异常等进行量化分析。
以艾协克北奥陶系顶面以下20ms时窗内的平均波阻抗分析为例，通过平均波阻抗的直方图分析，该区沿层平均波阻抗值主要集中在11000到14500之间（数值为相对值）。综合分析实钻井油气储层与波阻抗的之间的关系，确定门槛值为12800，将低于12800的波阻抗分布的范围展在平面图上，根据具体情况调整波阻抗值的选择范围，使预测区域中已知钻井的吻合率达到70％以上，这时就可以对有利储层的预测分布范围进行外推。
（2）二维交会图分析技术应用
利用二维交会的方式，将沿层任意两种地球物理参数进行分析，比如对牧场北三维工区奥陶系顶面以下20 ms时窗内的平均相干值、振幅、波阻抗的等进行两两交会，从而分析各参数间的关系以及两种参数与储层的关系。选择弱振幅、弱相干的参数，通过RAVE的发射功能，就可以将所选中的两种参数的有利分布范围展到平面图上。还可以调整两种参数范围，分析有利储层的平面展布范围。
（3）三维交会图分析技术应用
三维交会图是利用三种参数进行交会分析的技术，如图8为艾协克工区奥陶系顶面以下20 ms平均相干、波阻抗、振幅的三维交会图，图中黑区为选择的弱相干、弱振幅、低波阻抗的有利参数区，利用RAVE的功能就可以直接将有利参数所代表的储层有利分布范围展布到平面图上（图9）。利用这种方法可以综合三种参数进行评价分析，确定有利储集体的分布，减少单个参数的局限性。
图8 艾协克三维工区平均相干、振幅、波阻抗三维交会图（O1顶面以下20ms) Fig.8 The 3D cross plot of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area (20 ms under the top of O1）
总之，上述分析方法技术为参数的量化分析和多参数综合分析提供了可靠的技术手段。
4 结论
经过几年的实践，逐步形成了一套适合于塔北碳酸盐岩储层预测的方法组合，其中主要包括测井约束地震反演、地震约束的测井反演、相干体计算、振幅提取等方法。
利用模式识别方法进行油气预测，为在碳酸盐岩储层发育带寻找油气储层提供了有效的辅助技术手段。利用三维地震数据体层拉平技术，进行古地貌、古水系研究，为建立塔河地区岩溶发育的地质模式奠定了基础。
碳酸盐岩有利储层的地球物理特征一般表现为：低波阻抗（低速度）、低振幅、弱相关性、较低的频率等。因各工区地震数据不同，其门槛值也不同。应分区分别建立碳酸盐岩储层的地球物理模式。储层预测不能靠单一的技术方法，每种方法都有其自身的适应性和局限性，必须坚持多参数综合评价分析的方针。直方图分析和交会图分析技术为多参数分析研究提供了有效的技术手段。
图9 艾协克三维工区平均相干、振幅、波阻抗分析有利储层分布图（O1顶面以下20 ms) Fig.9 Distribution offavorablereservoir by the analysis of average coherent coefficient、amplitude、impedance in IXK 3D area(20 ms under thetop of O1）
上述方法技术在塔河碳酸盐岩储层预测研究方面取得明显效果，但还需在今后的工作中不断总结、改进、完善、提高，为碳酸盐岩油气勘探发挥更大作用。
参考文献
[1]N·P·詹姆斯、P·W·肖凯．胡文海、胡征钦等译．古岩溶．北京：石油工业出版社，1992,23～51
The forecast methods of carbonite reservoir in Tahe region
Li Zhongjie Han Gehua Huang Xubao Zhang Xuguang
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 83001 1)
Abstract:The writer analyses the characters and difficult point of carbonatite reservoir prediction, gives a set of preliminary technology for it by using seismic data at Tahe area in Tarim basin.Actual results prove its effectiveness in the area.Technical methods inclucle:fossil landscape study、fossil hydrographic net study、amplitude obtaining、coherence calculation acoustic impedance inversion、pattern recognition、multi-parameters block diagram、2D cross plot、3D cross plot.
Key words:fossil landscape study fossil hydrographic net study amplitude obtaining coherence calculation acoustic impedance inversion pattern recognition multi-parameters analysis
储层特征研究与预测的研究现状
答：(2)加强层内非均质性研究,以露头和成熟油田研究为基础建立层内储层非均质性的地质模型。 (3)各种次生孔隙形成的成因机理也不断地有了新的见解和模式(G.Schmmugan,1986;I.O.Meshri,1986;Scherer,1987;R.C.Sardam,1989),为储层物性的预测和模拟提供了一定的依据,但不同成因盆地油气藏储层的次生孔隙定量研究...
潜山型碳酸盐岩储集空间的描述方法
答：(2)确定基质和裂缝-溶洞系统的岩石物性参数,预测基质和裂缝-溶洞系统的空间分布或因环境参数(深度、孔隙压力的衰减、流动方向等)改变而引起的不同部位储集参数的变化。 (3)评价基质和裂缝-溶洞系统的相互关系,确定油气水渗流特征。 (4)在裂缝-溶洞系统研究的基础上,进行储层分类评价。 (二)潜山型碳酸盐岩储集...
有效储层控制因素及分布
答：2.有效储层分布特征 中—新元古界砂岩胶结致密，不能作为有效储集岩，碳酸盐岩次生孔隙发育，有效储层发育。纵向上，碳酸盐岩储层主要分布在铁岭组上部、雾迷山组四段和三段、高于庄组三段和一段、团山子组顶部（表3-2-5），均发育在高位体系域。古岩溶储层主要集中在铁岭组和高于庄组顶部，横向...
碳酸盐岩缝洞型储层成因及识别
答：对碳酸盐岩缝洞型储层的研究,主要包括以下几个方面:①碳酸盐岩缝洞型储层储集空间类型、储层类型描述;②碳酸盐岩缝洞型储层沉积作用研究;③构造演化对岩溶缝洞系统的控制作用;④缝洞型储层的识别,包括岩心、录井及测井等;⑤缝洞型储层的预测研究,包括利用地球物理方法和地质构造方法等;⑥缝洞型储层的地质...
针对不同的勘探对象,选择有效的勘探技术
答：海相碳酸盐岩配套勘探技术主要包括烃源岩分布与生烃史研究，超压条件下生烃机理、二次生烃机理研究，海相碳酸盐岩油气资源评价，碳酸盐岩储层演化及有效储层预测，海相油气藏成藏史恢复与保存条件分析技术等。前陆盆地褶皱～逆冲断层带配套勘探技术，包括山地高陡构造地震采集、处理技术，断层相关褶皱理论...
碳酸盐岩储层的成岩作用特征
答：成岩作用对于碳酸盐岩储层的影响要较碎屑岩储层更加明显,意义更加深远。 (一)碳酸盐岩成岩环境与成岩作用特征 1.碳酸盐岩成岩环境 从碳酸盐岩孔隙流体性质分析,存在 3 类主要的成岩环境带,即大气淡水成岩环境带、海水成岩环境带和地层水成岩环境带。其中,大气淡水成岩环境带和海水成岩环境带为地表或近地表...
碳酸盐岩的一般特征
答：碳酸盐岩的结构类型同时与地层的含水性和储油气性直接有关,因而也是对含水层和油气储层进行评价和开发的依据。因此,碳酸盐岩的结构组分特征历来是研究碳酸盐岩的重要内容。 依据现代碳酸盐沉积的研究成果,业已发现除了那些具有生物结构的碳酸盐岩是生命活动的直接产物外,显生宙以来90%以上的碳酸盐岩成因与生命活动...
渤海湾盆地济阳坳陷潜山油田碳酸盐岩岩溶储集体特征
答：依据现有观察并根据岩石中的储渗空间组合特征和主要储渗空间,冶里亮甲山组—凤山组白云岩层潜山主要有3种类型的储层。 1)溶蚀孔洞型储层 此类储层的发育主要与结晶较好的白云岩相联系,储渗空间主要为白云石晶间孔、晶间溶孔、溶蚀孔洞。此外还可有少量风化裂隙或构造裂隙的贡献。 2)风化裂隙型储层 埕古10井...
碳酸盐岩储层沉积环境
答：碳酸盐岩的岩石学特征、成分特征及生物生态特点、储层分布和特征等均决定于沉积环境。控制碳酸盐沉积作用的主要环境参数包括:温度、水深、CO2 的平衡、底质性质、水体混浊度、光照、沉积作用、盐度和压力,其中最主要的参数是温度和水深,特别是水深在不同程度上控制着光照、压力和温度。温度不仅决定海水中碳酸钙的饱和...
储层、盖层及组合特征
答：6.2.1 储层发育特征 塔里木盆地储层从震旦系到新近系各层系中均有分布。在中新生界、志留系、泥盆系主要发育碎屑岩储层,上震旦统、寒武系、奥陶系主要发育碳酸盐岩储层,二叠系、石炭系既有碳酸盐岩储层,又发育有碎屑岩储层。由于地层的沉积环境,构造作用等影响,盆地内碳酸盐岩储层和碎屑岩储层的分布与发育...
