南堡2号潜山碳酸盐岩储层叠前和叠后裂缝综合预测

耿福兰

（中国地质大学（北京），北京 100083）

南堡凹陷潜山油气勘探在2004年取得重大突破，部署在南堡2号潜山构造上的LPN1井在奥陶系碳酸盐岩风化壳获得高产工业油气流，成为南堡潜山的第一口发现井。为了对南堡凹陷区域构造进行更准确的整体评价，加速潜山油气勘探开发进程，在先后逐块完成南堡凹陷陆区和滩海高精度三维地震二次采集的基础上，2007年初完成了南堡全凹陷2 400km2三维地震资料的大连片叠前时间偏移处理。

基于完整的高品质三维地震数据体和已有钻井、测井资料，许多物探专家对南堡凹陷主要储集层系开展了储层预测研究。刘萱等［1］利用叠前反演技术开展南堡1号、2号构造中、浅层砂岩储层预测研究；刘淑华等［2］应用储层特征曲线重构技术进行测井约束地震反演，预测南堡凹陷中、浅层砂岩储层的空间分布；王拥军等［3］研究了南堡凹陷奥陶系潜山岩溶塌陷体的识别标志、发育演化成因及其分布的有利区带；杨晓利等［4］在古构造缓坡区相带约束下，应用地震多属性融合技术对南堡奥陶系潜山顶部风化壳裂缝储层的有利发育段进行了预测。

我们以南堡2号潜山为研究对象，以非均质性强的奥陶系碳酸盐岩储层为目标，基于宽方位角采集的地震资料，结合研究区已有钻探成果，开展碳酸盐岩缝洞型储层地震综合预测研究。在地震资料保幅处理和构造精细解释的基础上，进行基于各向异性等效介质理论的叠前裂缝预测，以及基于构造曲率属性的叠后裂缝预测和基于衰减梯度属性的叠后溶蚀孔洞检测。最后对预测结果作综合对比分析，并与FMI成像测井解释结果对比验证，从而最大限度地降低单一方法预测的不确定性，为圈定研究区内裂缝发育的有利目标区提供可靠依据。

1 研究区地质概况和勘探难点

南堡凹陷是渤海湾盆地黄骅坳陷西北部一个北断南超的箕状凹陷，整体面积1 932km2，其中海域面积为1 000km2。南堡凹陷发育5 个潜山构造带，主要分布在西南庄断层、高柳断层以南的滩海区域（图1），环绕主要生油次凹，生储盖组合条件优越。其中的南堡1号、2号、5号等奥陶系构造潜山是南堡凹陷重要的勘探目标，勘探目的层为潜山顶面的奥陶系碳酸盐岩储层。多旋回构造运动形成的沉积间断使潜山顶面易溶蚀性的碳酸盐岩地层得以充分的风化、淋滤，形成大面积连通性良好的储集体，为油气运移和聚集成藏创造了极为有利的条件。

南堡2号潜山位于南堡凹陷中南部的南堡2号构造带（图1），属奥陶系断块型古潜山，北东向与近东西向的两组深大基底断裂将潜山分割成南北两个断鼻构造。潜山顶面埋深为4 000～6 000m，幅度约2 000m，圈闭面积约38km2。潜山上段地层为奥陶系碳酸盐岩，直接与古近系不整合接触。已有钻探成果揭示，南堡凹陷奥陶系潜山顶面剥蚀程度不同，地层横向变化大，纵向上存在多套储盖组合；有利储集空间主要是以断裂裂缝、溶蚀孔洞为主的孔、缝、洞系统，具有非均质性强，纵、横向变化大的特点。从研究区内3口井测井资料解释结果的统计（表1）可以看出，南堡2号潜山奥陶系储集空间类型以孔洞—裂缝型或裂缝—孔洞型为主，高角度裂缝最为发育。

图1 南堡凹陷主要构造格局及南堡2号构造带位置

表1 南堡2号潜山奥陶系碳酸盐岩储集空间类型

从对南堡潜山的研究现状来看，潜山勘探目前存在的问题主要体现以下几个方面：①潜山埋藏深，上覆地层速度横向变化大，潜山顶面埋深预测误差大；②多期构造活动导致潜山地层分布变化较大，难以准确描述地层展布特征，潜山内幕断层也不易识别；③碳酸盐岩缝洞型储层非均质性强，纵、横向变化大，且在对应的地震剖面上无“串珠状”反射，有效缝洞发育区预测难度大。第一口发现井LPN1井在奥陶系碳酸盐岩风化壳获高产工业油流之后，在构造高点钻探了2口探井，虽然见到不同级别的油气显示，但均未获得工业油气流［4］，可见目的层段碳酸盐岩缝洞型储层横向变化复杂，常规储层预测技术效果不理想。所以，奥陶系碳酸盐岩储层裂缝孔洞的有效预测是南堡2号潜山勘探开发的关键所在。

2 叠前各向异性裂缝预测

针对南堡2号潜山顶部碳酸盐岩储层高角度裂缝发育的实际状况，叠前裂缝预测选用基于各向异性等效介质理论的地震P波方位各向异性分析技术。地震资料的方位角—偏移距分析表明，在偏移距200～2 500m，0～360°的方位角均有较均匀的道集分布，与目的层埋深相近，说明在此段偏移距范围内地震资料满足叠前各向异性裂缝预测所需的宽方位角条件。

为了满足裂缝预测的要求，对宽方位地震资料进行了保幅处理，目的是提高信噪比和相对保幅保真。关键处理步骤包括：①采用叠前多域去噪方法压制噪声干扰，提高信噪比；②通过地表一致性子波处理消除因地表激发、接收条件变化引起的地震子波相位变化；③实施地表一致性振幅处理，补偿不同激发与接收点的能量差异；④通过近地表初至层析静校正和剩余静校正解决静校正问题；⑤通过精细速度分析和叠前时间偏移实现高精度成像。基于保幅处理后的地震资料进行构造精细解释，落实潜山顶面和断裂格局（图2），提供准确层位。

图2 南堡2号潜山奥陶系顶面等t0图（a）和构造（b）

叠前各向异性裂缝预测首先是进行方位各向异性岩石物理正演模拟分析。基于南堡2号潜山已有钻井资料和岩石物理理论，建立关键井的裂缝储层地质模型和岩石物理模型；通过地质模型正演模拟计算反射P 波地震响应，分析由裂缝引起的地震属性（振幅、频率）随偏移距和方位角的变化特征［5］；根据岩石物理模型计算裂缝储层段的岩石弹性张量和各向异性等效参数，建立起裂缝发育特征与地震方位各向异性之间的关系。

南堡2号潜山顶部奥陶系为一大规模的不整合面风化壳，由表1中3口井的测井资料解释结果可知，潜山顶部奥陶系储层主要为高角度裂缝。图3是LPN1井方位各向异性岩石物理正演模拟结果（充油模型），表明该井方位振幅椭圆的短轴代表了裂缝方向，含油时的椭圆扁率为1.089。

图3 LPN1井方位各向异性岩石物理正演模拟结果（充油模型）

然后是抽取不同方位角的地震道集数据体进行方位各向异性分析。在确认所抽取方位角道集对应的偏移距范围內目的层覆盖次数尽量均衡的前提下，要消除近偏移距噪声的影响，还要选择一个合适的远偏移距，覆盖0～360°方位角。方位角的分选原则是覆盖次数高的范围内角度较为密集，覆盖次数低的部分较为稀疏。通过方位角—偏移距分析，在对应200～2 500m 的偏移距范围内将叠前地震数据分选为5个方位角度：0～46°，46°～76°，76°～106°，106°～136°，136°～180°，对应的中心角分别为23°，61°，91°，121°，158°。据此，对叠前地震振幅数据体抽取了5 个方位角振幅CMP 道集数据体，通过处理亦可获得方位角频率道集数据体［6］，分别进行各向异性等效参数计算，分析储层裂缝引起的方位各向异性特征。

最后是裂缝发育程度和裂缝方向分布的解释与成图。基于方位角地震属性数据体，从潜山顶面向下开30ms时窗计算各向异性等效参数，进行各向异性分析，获得南堡2号潜山顶面奥陶系储层的裂缝发育程度（图4a，红色表示裂缝相对发育）和裂缝方向分布（图4b）预测图。从与测井资料的对比来看，LPN1 井和NP280 井的叠前预测结果与FMI 成像测井结果吻合较好。图5 给出了NP280井裂缝发育程度预测结果与FMI成像测井解释结果的对比。

图4 南堡2号潜山顶面向下30ms叠前各向异性预测的裂缝发育程度（a）和裂缝方向分布（b）

图5 NP280井奥陶系顶部（4 493～4 605m）裂缝发育程度叠前预测结果（a）与FMI成像测井解释结果（b）

3 叠后裂缝和孔洞预测及结果对比

3.1 基于曲率属性的叠后裂缝预测

构造曲率是研究脆性地层形变构造裂缝的一种有效方法，它能够比较准确地反映和预测构造裂缝的发育［7］。已有研究表明，曲率体属性将是继相干属性之后，又一用于构造解释和裂缝预测的有力手段［8－10］。

南堡2号潜山顶面向下为奥陶系下马家沟组地层。该套地层的顶面（即潜山面）在研究区内与下伏地层产状基本一致，潜山面的构造形态基本与地层界面一样，反映了构造形变特点，故可以利用曲率法进行裂缝预测（图6）。

图6 南堡2号潜山顶面向下30ms曲率属性

采用离散方法计算倾角（地震倾角的单位是m／ms），倾角可以检测大尺度的断裂；然后对倾角进行一阶求导，得到曲率。曲率检测的是形变体应力集中的区域，与研究区可能形成的微断裂或者裂缝带相关。图6 是南堡2 号潜山顶面向下开30ms时窗计算的曲率属性，曲率值越大（即图中颜色越深）表征形变应力越集中，裂缝发育的可能性越大。从图7中可以看到，LPN1井储层段顶部裂缝最发育，预测结果与FMI成像测井结果吻合较好。

3.2 叠后衰减梯度属性检测溶蚀孔洞

图7 LPN1井奥陶系（4 035～4 215m）裂缝发育程度曲率预测结果（a）与FMI成像测井解释结果（b）对比

理论研究表明，与致密的地质体相比，当地质体中含流体如水、油或气时，会引起地震波的散射和地震能量的衰减。当储层中孔隙比较发育而且饱含气时，地震波中高频能量衰减要比低频能量衰减大。通过提取高频端的衰减梯度属性，可以间接地检测储层含气发育特征。实际工作中常用衰减梯度属性来检测碳酸盐岩储层溶蚀孔洞的发育程度。从衰减梯度预测结果（图8，红色代表孔洞相对较发育）来看，NP2－82井孔洞最为发育。

图8 NP2－82井奥陶系衰减梯度剖面（溶蚀孔洞预测剖面）

3.3 叠后裂缝和孔洞预测结果对比

从图8中可以看到NP2－82井叠后衰减梯度属性预测的溶蚀孔洞非常发育，而图9中NP2－82井叠后曲率属性预测结果显示裂缝不发育，但其FMI解释结果上裂缝比较发育。我们知道FMI成像测井观测到的都是小尺度的裂缝，是不是NP2－82井中储层段仅发育有溶蚀孔洞和小尺度的裂缝呢？为了求证我们的推测，将曲率裂缝预测的结果定性地分为大、小（相对）两种规模的裂缝显示（图10），划分标准主要是参考研究区几口井的相对情况以及曲率属性的经验值。从图10a 和图10b可以看出，NP2－82井小裂缝比较发育，而大裂缝不发育。

图9 NP2－82井奥陶系（4 880～4 960m）曲率属性预测的裂缝发育程度（a）和FMI成像测井解释结果（b）对比

图10 南堡2号潜山奥陶系顶面向下20ms曲率属性预测的相对小裂缝（a）和大裂缝（b）显示

叠后裂缝和孔洞预测结果的对比分析表明，NP2－82井奥陶系储层段孔洞非常发育，相对的小裂缝比较发育，而有效的大裂缝不发育，揭示该井奥陶系储集空间类型是裂缝—孔隙型。这恰恰解释了该井中途测试产油86.8t／d，气32×104m3／d，而很快就减到目前的油0.08t／d，气10.2m3／d。换言之，仅孔隙发育的碳酸盐岩储层可以高产但是很难稳产，如果能达到既高产又稳产，那么一定是有效的大裂缝和孔隙、溶洞都很发育。

4 预测效果综合分析和有利目标预测

4.1 叠前、叠后预测效果综合分析

综合分析分别利用基于不同理论的叠前、叠后裂缝预测方法及叠后孔洞预测方法的预测效果。图11a 是叠前各向异性裂缝预测的连井剖面；图11b是叠后曲率属性裂缝预测的连井剖面；图11c是叠后衰减梯度属性孔洞预测的连井剖面。对比图11a（红色表示裂缝较发育，蓝色表示裂缝不发育）和图11b可以看出：叠前、叠后方法预测的LPN1井裂缝均较发育，该井初期产量及稳产产量均较好；NP280井裂缝均较发育，该井初期试产产量较好（产气），因故一直没有投产；NP2－82井裂缝不发育，孔洞比较发育（图11c），该井试产初期产量高，但衰减很快；NP288 井裂缝均不发育，该井试油效果很差。

图11 叠前各向异性裂缝预测连井剖面（a）、叠后曲率属性裂缝预测连井剖面（b）以及叠后衰减梯度属性溶蚀孔洞预测连井剖面（c）

4.2 研究区有利目标预测

通过预测成果的综合分析及构造位置优选，指出了研究区裂缝发育的有利目标（图12a和图12b中蓝圈所示，对应图11a和图11b剖面中蓝圈标注区域），建议开发井位部署可以优先考虑在该位置上钻。

图12 叠前预测（a）和叠后预测（b）的裂缝发育有利目标（蓝圈所示）位置

5 结束语

针对南堡2号潜山顶部奥陶系非均质碳酸盐岩储层的地质特点和勘探需求，基于宽方位角采集的地震资料，结合已有的钻井、测井资料，开展了碳酸盐岩缝洞型储层的地震综合预测研究。在地震资料保幅处理和构造精细解释的基础上，分别进行了基于各向异性原理的叠前裂缝预测和基于构造曲率属性的叠后裂缝预测，以及基于衰减梯度属性的叠后溶蚀孔洞检测。通过叠前、叠后预测结果的对比分析，以及FMI成像测井解释结果和钻井实际生产效果的验证，证明了研究思路的正确性和所用预测方法的有效性。结合构造位置的优选，指出了南堡2号潜山奥陶系储层裂缝发育的有利目标区位置。

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