0 引言
大宁—吉县区块位于鄂尔多斯盆地东南部，地层结构与盆地内基本一致，主要发育石炭系本溪组，二叠系太原组、山西组、石盒子组和石千峰组。主要储集层为二叠系太原组—石盒子组砂岩，主要含煤地层为石炭系本溪组和二叠系山西组。太原组为陆表海清水及混水混合沉积，由碳酸盐岩、陆源碎屑岩夹煤层组成；山西组为陆源碎屑沉积，其中山西组5#煤和本溪组8#煤之间的山2 3亚段是该区煤系地层致密气开发的主要层系，是一套位于煤层之下的河道砂岩沉积，砂岩储层单层厚度介于2~10 m之间，平均厚度为4.2 m，平均孔隙度为4.56%，平均渗透率为0.145×10-3 μm2，是典型的薄层致密砂岩储层。该区储层预测存在3个难点：①受地表和地质条件限制，地震分辨率有限。2019年该区采集了三维地震，但由于地表被巨厚黄土覆盖，纵向分辨率较低，目的层附近地震资料主频仅为32 Hz，有效频宽为5~80 Hz，原始地震能够分辨的最小厚度为33 m，远大于山2 3亚段砂岩储层的厚度（平均为4.2 m）。②研究区目的层段岩性复杂（煤岩、泥岩、砂岩、灰岩），不同岩性组合地震响应特征类似，导致砂岩的地震响应特征难以识别。③砂岩和泥岩波阻抗差异小，导致波阻抗反演无法有效预测砂体空间展布。
针对鄂尔多斯盆地东缘山2 3亚段储层预测，前人从以下3个方面做了大量工作：一是通过解释性处理技术提高地震资料分辨率，应用压制煤层强反射储层预测技术［1-2］、子波分解重构技术［3］等，对地震资料进行解释性处理，消弱煤层强反射干涉，突出薄层砂体响应；二是属性分析技术［4-9］，通过统计建立完钻井揭示的地质特征与某种地震属性之间的对应关系，对地震数据体进行单一属性或多种属性的提取和融合分析，从而实现储层宏观预测；三是反演技术，通过叠后叠前［10］反演获得反映储层性质的地层岩石弹性参数，实现对储层分布以及含气性的预测。但上述无论属性分析还是反演预测多基于稳定沉积环境下对古构造控制河道发育、河道充填砂质沉积的“假设”。没有充分考虑该区沉积环境变化较快，同样的地震反射特征可能对应着不同的岩性组合。这严重影响了储层预测的精度，制约了研究区的进一步开发。为此，笔者针对研究区煤系地层薄储层预测的地震地质难点，借鉴前人的成功经验，在研究区三维地震资料采用子波分解重构技术进行解释性处理的基础上，采用正演落实砂岩储层反射特征，反演预测砂岩储层分布的正演+反演联合预测方法，预测致密砂岩发育区，以期为大宁—吉县区块高效勘探开发提供有力支撑。
1 致密气储层特征
1.1 储层地质特征
研究区山西组2段自上而下分为山2 1、山2 2和山2 3共3个亚段。山2 3亚段为主要目的层段，发育辫状河三角洲前缘水下分流河道、河口坝—远砂坝、分流间湾3种沉积微相，砂体规模小，横向变化快。水下分流河道砂体是主要的储集体，水动力条件强，沉积物粒度较粗，自然伽马曲线形态以箱形、钟形为主，单层厚度为4~8 m；河口坝砂体自然伽马曲线形态为漏斗形，岩性以细砂岩为主，单层厚度介于3~5 m之间；分流间湾沉积的砂体粒度细，自然伽马曲线形态呈齿形，岩性以砂泥互层为主，单层厚度为1~2 m。
1.2 储层地震响应特征
研究区山2 3亚段厚度为30 m左右，地震剖面上表现为一套完整的相位，包含了山2 3亚段与太原组，约25 ms，山西组底界难以识别。山2 3亚段顶界的5#煤（Tp10）以及太原组底界的8#煤（Tc2）都表现为同相轴连续、低频的强波峰反射特征，山2 3亚段底砂岩顶面多对应复波波谷反射或透镜反射，但在顶底强反射影响下，现有的地震资料难以准确识别山2 3亚段底砂岩的地震响应特征，储层预测精度不高。
2 模型设计与正演分析
2.1 上下围岩变化的影响
模式Ⅰ：5#煤由厚变薄（5 m→0），8#煤、灰岩厚度不变，山2 3亚段底砂岩对应地震波峰反射，振幅由强变弱，波峰可能出现复波。
模式Ⅱ：8#煤由厚变薄（8 m→0 m），5#煤、灰岩厚度不变，山2 3亚段底砂岩对应地震波峰反射，振幅强弱变化较小。
模式Ⅲ：顶灰岩由厚变薄（4 m~0 m），5#煤、8#煤厚度不变，山2 3亚段底砂岩对应地震波峰反射，振幅减弱，同相轴上拉。
上述理论模型正演结果分析认为：5#煤和灰岩厚度变化会影响山2 3亚段底砂岩的反射特征，8#煤厚度变化对山2 3亚段底砂岩的反射特征影响较小。
2.2 目的层段岩性组合的影响
表1 研究区岩性组合类型Table 1 Types of lithologic assemblage in the study area |
| 砂岩厚度 | 灰岩发育特征 | 发育 | 不发育 | 缺失 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 5#煤发育特征 | 厚 | 薄 | 厚 | 薄 | 厚 | |
| 厚砂（>10 m） | 1 | 4 | 7 | 10 | 13 | |
| 中砂（3~7 m） | 2 | 5 | 8 | 11 | 14 | |
| 薄（无）砂（<2 m） | 3 | 6 | 9 | 12 | 15 | |
二维正演模拟结果显示山2 3亚段底砂岩发育程度有3种响应特征［图2（b）］：山2 3亚段底砂岩厚度大（11.8 m），与下伏灰岩高速带形成较强阻抗界面，地震剖面上表现为短轴透镜状反射特征；山2 3亚段底砂岩厚度较小（4.4 m），地震主频较低时呈复波状反射特征，随着频率增加，表现为透镜状或三相位反射特征；无底砂，泥岩达到一定厚度时，与灰岩高速带形成强阻抗界面，地震剖面上表现为长轴透镜状反射。
从地震响应特征来看，透镜状反射同时对应水下分流河道（厚砂）和分流间湾（无砂）2种沉积微相，同一响应特征对应不同的地质模型存在多解性。但注意到，虽然同为透镜反射，不同沉积环境下的地层厚度差异较大，河道发育地区相较于河道间地区的地层厚度更厚，因此仍然可以用典型完钻井作为不同沉积微相的样本井，指导后续该区波形特征以及地震相地质意义的认识，优选敏感地震属性结合地层厚度对不同沉积微相进行识别。
2.3 地震相—沉积相分析
地震道波形是振幅、相位、频率等地震响应参数的综合反映［12］。其横向变化反映了沉积环境的变化，以及在相似的沉积环境下可类比的沉积组合结构。但上述正演分析表明在不同沉积环境下的不同岩性组合也可以形成相似的地震反射特征。因此，首先通过单井沉积相分析，充分考虑测井曲线组合特征、测井相横向变化规律、录井岩性和颜色、标志岩相的取心资料确定测井相以及不同沉积微相对应的地震反射特征。其次通过地震波形的横向变化开展地震道波形形状的有效识别和准确分类，进而明确地震相的地质意义。
研究区目的层山2 3亚段发育曲流河三角洲前缘亚相沉积。由图3可知：①水下分流河道微相：在GR曲线上主要表现为箱形—钟形，顶部渐变底部突变，呈中—高幅锯齿状，地震反射特征为上强下弱透镜反射。②前缘河口坝、远砂坝微相：GR曲线以漏斗形为主，中高幅，顶、底部均为渐变接触，地震反射特征为中弱振幅复波反射。③席状砂、水下分流间湾微相：席状砂微相GR曲线为指形，低幅、微齿，顶、底部与泥岩呈突变接触，砂岩厚度较薄，水下分流间湾微相GR 曲线值在泥岩基线附近，低幅、微齿，相对较为平滑，这2种微相的地震反射特征难以区分，总体表现出2种模式：地层厚度较薄时，为强振幅波峰反射；地层厚度较大时为透镜反射。平面上通过地震波形的横向变化开展波形聚类属性分析，结合上述单井相分析，井震结合建立了沉积相—地震相—地震波形关系，赋予了地震波形丰富的地质含义，为地震波形相控反演奠定了基础。
3 地震波形相控反演
储层预测的最终目的是岩性的直接识别，这就需要能从地震资料中准确地反演出它所含的岩性参数。近几年发展起来的地震波形指示反演（SMI）是在传统地质统计学反演基础上发展起来的一种新的高精度反演方法。其方法原理是：地震波形反映了沉积环境和岩性组合的空间变化，代表储层垂向岩性组合的调谐样式，其横向变化反映了储层空间的相变特征。因此依据地震波形的变化可以宏观反映储层的空间变异性［13］。地震波形指示反演对井位分布的均匀性没有严格要求，大大提高了储层反演的精度和适用领域。
3.1 敏感测井曲线选择与修正
关于测井曲线重构提高岩性识别和储层预测精度的方法很多，如曲线校正、经验公式统计拟合、小波变换重构、多曲线重构等［14-15］，也取得了一定的效果。本文反演采用的地震数据为子波分解重构去煤层强反射数据体，考虑井震资料的一致性，尝试在测井曲线上把煤层的声波值修正到泥岩的声波值，通过标定证实地震去煤层强反射，测井曲线也相应修正，井震合成记录波阻特征的一致性更好。研究区岩性组合复杂，通过对研究区已钻井分析，声波曲线可以区分灰岩和煤，但无法有效区分泥岩和砂岩。自然伽马曲线可以区分泥岩和砂岩，但无法有效区分灰岩和煤。本文仅将致密砂岩作为储层进行预测，因此尝试通过直接在测井曲线上消除煤层、灰岩干扰的思路构建砂岩敏感岩性曲线。其思路：合并干扰层突出储层。其实现步骤是［图4（a）］：①统计区内泥岩段对应的GR值；②把灰岩和煤层对应的GR值改为泥岩GR值。该方法获得的新岩性曲线既消除灰岩、煤的干扰，又保留了原GR曲线对砂岩、泥岩的区分度［图4（b），图4（c）］。
3.2 关键反演参数优化
地震波形相控反演具有“低频确定、高频随机”的特点，低频主要受地震频带及地震波形的影响，高频则主要受井样本的控制，在地震频带不变的情况下，提高反演分辨率的关键在于确定可靠的高频补充成分［16］。随着高频补充成分增加，反演结果确定性逐渐减少，随机成分逐渐增加。图5为波形指示模拟最佳截止频率质控图。由该图可知，当频率为170 Hz时大部分曲线出现拐点，在拐点之前相关指数逐渐变小，拐点之后相关指数趋于平稳。根据识别薄层的需求，目的层山2 3亚段地层平均速度为4 200 m/s，分辨率分别按1/4地震波长、1/8地震波长计算，识别厚度为2~5 m的砂层，对应的主频分别为515~210 Hz、263~105 Hz，为满足识别2~5 m薄储层预测的需求，最佳截止频率需要在210~262 Hz之间。而图5中，当频率大于230 Hz后相关指数仍在缓慢减小，说明该频率仍在可控频率范围之内，但有一定的随机性，选择高截频率为230 Hz是一种基于地质需求的折中选择。
3.3 反演效果分析
采用3种方法评价波形指示反演结果的可靠性：①反演结果正演与实际地震对比。由图6可见，反演体正演得到地震波形与实际地震波形特征基本一致，说明反演方法、反演参数的选取以及反演结果均较为合理。②选择研究区内未参与反演的26口水平井作为后验井。本文参与反演的主要是研究区内的探井和定向井，研究区内共26口水平井，22口井钻探结果与预测吻合，吻合率为83%。以XX1H井为例（图7），该井南北两侧的2口直井钻遇山2 3亚段底砂岩分别为3 m、6 m，波形指示反演结果显示这2口直井之间山2 3段底砂岩发育，且与已钻直井揭示的底砂岩在纵向上可对比，XX1H水平井钻探证实这套砂体存在，测试日产气为68 235 m3/d。③反演剖面、地震波形叠合剖面对比分析。图8显示，东部的XX2井钻遇山2 3亚段水下分流河道，砂体厚度为6 m，垂直河道的地震剖面表现为上强下弱的透镜状反射，反演剖面砂体呈短轴、不连续特征。XX3井钻遇河口坝，砂体厚度为4 m，地震剖面呈上弱下强的复波波峰反射，反演剖面砂体顺河道具有一定的延续性。XX4井钻遇分流间湾席状砂，砂体不发育，厚度小于1 m，地震剖面表现为强振幅波峰反射，受地震分辨率所限，反演剖面无法反演出此厚度砂体。
图6 研究区反演合成地震与实际地震对比剖面Fig.6 Inversion synthetic seismic profile and actual seismic profile in the study area |
图7 研究区后验水平井反演剖面Fig.7 Inversion profiles of wells not involved in inversion in the study area |
综上所述，地震波形高分辨率相控反演，井点处对井符合率高，能够有效反映厚度在1 m以上薄砂岩，且反演剖面砂体形态自然、边界清晰，反演结果合理可靠。反演预测本区呈透镜状反射的厚砂体主要分布在研究区南部，纵向上储层厚度较大，叠置连片发育，平面上呈2个近北西—南东向的条带展布（图9）。
4 结论与认识
海陆过渡相、陆相薄砂层的地震分辨、预测本身就是一个难题，受煤系地层地震分辨率低以及海陆过渡相复杂地质条件的限制，致密薄储层的预测，需要多种方法综合应用。本文在对地震资料进行解释性处理以减弱煤层强干涉的基础上，通过模型正演建立沉积相—地震响应特征—地震相识别模板；井震结合，采用波形指示反演方法，开展敏感曲线的相控波形指示反演，可以识别并刻画研究区山2 3亚段底砂岩分布，有效支撑评价开发井位部署，并得到以下2点认识：
（1）正演是反演的基础。对于地质条件、沉积环境复杂的区域，可以根据研究区实际地质条件，结合完钻井地震反射特征，以正演模拟结果为指导，建立沉积相—地震响应特征—地震相识别“模板”是减少地震储层预测多解性的有效方法。
（2）地震波形是沉积环境和岩性组合的综合响应。波形指示反演方法充分利用波形空间特征变化反映储层相变规律，更好地体现了相控的思想，预测结果更符合地质规律，对鄂尔多斯盆地山2 3亚段致密砂岩气勘探开发有借鉴作用。
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