1. 引言
四川、鄂尔多斯以及塔里木盆地等海相克拉通盆地分布有灰云岩储层，四川盆地海相碳酸盐岩层系纵向分布极为广泛。近年来大庆油田勘探进军四川盆地以后，震旦系灯影组到须家河组以下的8套碳酸盐岩地层在灰云岩段均获得了丰富的工业油气流。四川盆地川中地区共有185口井钻于栖霞、茅口组地层，钻井证实了下二叠茅口组地层发育大量灰云岩，平均海拔超过−4200 m。2020年，大庆探区川渝区块钻探的TT1和HH4等井针对下二叠地层钻探的探井均钻遇较厚的白云岩储层，获得日产超百万方高产工业气流，证实四川盆地合川–潼南地区下二叠灰云岩储层具有良好的勘探潜力[1]-[4]，是四川盆地常规、非常规天然气增储上产的重要勘探领域。
研究区前人研究的基础主要在于缺乏对白云岩储层的平面分布与纵向展布特征进行精细预测。近年来，随着下二叠灰云岩常规储层勘探程度的不断提高，储层空间分布平面非均质性、纵向储层的错叠性、气藏的多样性与高压特性、岩性致密性等特性。茅口组地层经历浅埋藏作用后，抬升暴露长达1~3 Ma，矿权区内茅四段被剥蚀殆尽，茅口组上部普遍仅残余茅三段地层，受岩溶改造的特征明显，具有明显的风化壳岩溶特征；其具有以下特征：① 茅口组顶部可见以褐铁矿、铝土质泥等标志性风化残积物，同时结合井漏、放空等资料也可证实顶部风化壳的存在；② 颗粒岩中的岩溶现象较发育，并呈现出低孔渗性的成岩期早的溶蚀性，可以形成花斑状溶蚀、似层状溶蚀等特征，内部充填物多为原地离散的碳酸盐岩砂和泥质等物质；③ 根据岩溶特征，可以建立岩溶垂向分带，划分出水平潜流带、纵向渗流带以及深部缓流带。除此之外，矿权区外的川中地区茅三段岩溶储层还可见发育有白云岩的岩石类型。本文主要以合川–潼南茅二下亚段为例。
通过分析合川–潼南茅口组沉积相特征、地层分布特征、储层与阻抗关系之后，结合我们收集和新采集的三维地震资料，开展了叠前反演，同时对储层进行预测。其具体预测步骤包括：测井曲线预处理，主要进行剔除异常值、曲线拼接及标准化等工作；井震联合标定与子波提取，主要完成理论子波初步标定，提取井旁道子波再标定，提取最终的综合子波同时实现井震精细标定工作；根据地层主要接触关系建立模型，完成框架模型和测井属性模型的建立工作；同时进行叠前反演主要完成从具有界面意义的地震资料转化为具有地质意义的速度资料，最终实现目的层段的储层厚度预测。首次发现川中地区茅三段优质断控岩溶储层，实现新层系、新领域重大突破，具备千亿方高效增储潜力。明确了茅三段岩溶储层受岩溶风化壳和走滑断裂双重控制，其具备千亿方高效增储潜力，是继茅二段之后又一个高效勘探新层系；潼深10 HC井茅三段断溶体高产工业气流。
2. 地质概况
Figure 1. Geographical location sketch of Hechuan-Tongnan area in Sichuan basin
图1. 四川盆地合川–潼南地区地理位置简图
合川–潼南地区属于大川中的一部分，位于川中古隆起构造带与川中南高陡构造带的过渡地区[1] (图1)。多条北东–南西向基底断层发育与四川盆地内部，本文研究区主要位于合川–潼南一带，华蓥山断裂带东，紧邻14号基底大断裂[3] [4]。
四川盆地川中二叠纪下统地层以高幅度褶皱构造为主，局部为背斜构造，整体呈南浅北深的低缓斜坡构造格局。海侵背景下的碳酸盐岩沉积是川中地区下二叠茅口组地层主要沉积格局。下二叠统末，地壳抬升源于东吴运动，茅顶出露地层很多。合川–潼南茅顶剥蚀普遍，茅四段地层完全被剥蚀很常见，少数区带还残留薄层茅四段地层；龙潭组与茅口组之间的不整合面以下残余的茅三段、茅二段以及茅一段地层，厚度为170~230 m，整体呈现出东厚西薄的特征。因此研究区龙潭组地层与茅三段地层接触很普遍，大型不整合面发育于川中。
外缓坡沉积相带是合川–潼南地区茅口组的主要沉积相带，水体整体深，弱水动力条件；岩性主要为灰岩、云岩等；矿物成份上，茅一段岩石类型主要以碳酸盐为主，含有少量的黏土矿物和滑石等。
区域上，茅二段白云岩主要沿NW向基底断裂似层状稳定分布，含气性较好；大庆油田流转的矿权区内，在茅二段中下部稳定发育一套层状孔隙型白云岩储层，单层厚度为2.3 m~17.4 m，优质储层均发育在白云岩段，并储层发育段距茅一段顶部35 m~50 m的距离范围；茅口组沉积时期以碳酸盐浅滩、半深水台地沉积环境为主，不同程度地发育一些浅滩相储层。茅口组基岩致密，经成岩胶结作用后，基质孔隙极不发育，研究区茅口组储层物性整体较差。茅三段基质岩石孔隙度极低，渗透性差，多为不具储渗价值的致密岩石，以发育III低孔–低渗类储层为主，发育少量II类储层[5]-[7]。
下二叠统茅口组灰云岩储层主要位于茅二下亚段地层中，气测异常、气侵、溢流以及井漏等录井、工程预报频繁，近年来的勘探实践与成功经验均表明下二叠统茅口组地层具有非常宽阔的油气勘探前进与巨大的油气勘探潜力。
3. 灰云岩储层地球物理特征
3.1. 地球物理响应特征
Figure 2. Typical core and thin section data of Gray Cloud Reservoir of Mao-2 Member in Well TS4. ① TS4, 4263.9 m, medium-fine grained dolomite, residual bioclastic texture; ② TS4, 4267. 56 m, brecciated dolomite, karst cave; ③ TS4, 4268. 3m, fine grained dolomite, corroded pores; ④ TS4, 4263. 2 m, medium-fine grained dolomite, residual bioclastic texture; ⑤ TS4, 4272. 66 m, fine crystalline dolomite, karst cave; ⑥ TS4, 4256. 4 m, fine crystalline dolomite, dissolution along fractures
图2. TS4井茅二段灰云岩储层典型岩心、薄片资料。① TS4，4263.9 m，中–细晶云岩，残余生屑结构；② TS4，4267.56 m，角砾化云岩，溶洞；③ TS4，4268.3 m，细晶云岩，溶蚀孔洞；④ TS4，4263.2 m，中–细晶云岩，残余生屑结构；⑤ TS4，4272.66 m，细晶云岩，溶洞；⑥ TS4，4256.4 m，细晶云岩，沿裂缝溶蚀
四川盆地合川–潼南地区茅二下亚灰云岩有利储层发育、厚度薄，且横向连续性差，图2为TS4等井茅二下亚段灰云岩储层典型岩心、薄片资料，灰云岩储层以裂缝及中小溶洞为主，少量裂缝与大溶洞呈分布，岩心孔隙度为2.8%~7.5%，表现为低孔、低渗的特征[5]-[7]。以TS4井茅二下亚段钻井岩心资料为例，实取25块岩心，其中灰色、深灰色云岩共18块，深灰色、灰色灰岩、含灰质云岩共23块，岩心致密，灰云岩发育。茅二下亚段地层中部致密灰岩自然伽马值平均值为35 API，平均密度值为2.65 g/cm3声波时差平均值为54 us/ft；茅口组白云岩、灰云岩储层自然伽马值平均为45~65 API，密度平均为2.77 g/cm3，声波时差平均值为51.5 us/ft (1 ft ≈ 0.3048 m)。
下二叠统栖霞、茅口组地层受断裂挤压作用影响形成大小不一的裂缝，分析合川–潼南地区重点、发现井储层及围岩测井解释成果(表1)及栖霞、茅口组地层连井剖面可知，合川潼南地区茅口组具有以下3个特征：① 茅一段与茅二段之间有明显的硅质充填，从连井剖面图上可以明显看出；② 密度大、声波时差高的白云岩储层物性越好；③ 储层与围岩电阻率差异大，含气性好的储层电阻率高；④ 白云岩发育层段整体位于茅二段下亚段，灰云岩发育厚度为2.3~17.4 m；⑤ 灰云岩段电阻率有明显的下降，测井三孔隙度有不同程度的充填(图3)。
3.2. 处理后地震反射特征
地震连井解释剖面可以看出，茅二下亚段灰云岩储层厚度决定了相应的地震反射特征(图4)。实钻井与地震综合对比分析发现，HH4、TS4、TS7、TS3等井钻遇的灰云岩储层发育，云灰岩储层厚薄、密度不等的缝洞体，而地震反射轴强弱反应茅二段内部的云岩含量高低、厚薄。
TS4等井发育灰云岩常规储层，钻井、录井、测井、岩心、分析化验等资料证实茅二下亚段储层段缝洞发育，连井叠前时间偏移地震解释剖面揭示茅二下亚段内部地层呈现连续强波峰到空白反射的特征。分析研究区内不同井相似储层类型的TS4、HH4、TS7、TS3井过井地震解释剖面可知。茅口组灰云岩、白云岩岩性、物性与围岩差异大，地震剖面会呈现出连续强波峰反射。
3.3. 储层地震正演
Table 1. Logging interpretation results of reservoir and surrounding rock of marker well in research area
表1. 研究区标志井储层及围岩测井解释成果
井号 |
试气104 m3/d |
储层厚度m |
孔隙度% |
饱和度% |
声波时差us/ft |
密度g·cm−3 |
电阻率
Q·m |
缝洞 |
储层 类型 |
HH4 |
113.8 |
11.6 |
3.6 |
42.8 |
49.6647.9 |
2.772.70 |
97381765.6 |
发育
不发育 |
气层
围岩 |
TS4 |
203.8 |
22.5 |
4.1 |
58.6 |
50.2947.8 |
2.772.67 |
577.4137.86 |
发育
不发育 |
气层
围岩 |
TS3 |
187 |
14.8 |
4.38 |
53.6 |
51.652.5 |
2.732.64 |
622.89279.68 |
发育
不发育 |
气层
围岩 |
TS11 |
233.5 |
13.4 |
4.28 |
61.2 |
54.1255.29 |
2.822.73 |
3819.3756.7 |
发育
不发育 |
气层
围岩 |
TS12 |
10.5 |
23.1 |
1.16 |
23.5 |
50.453.6 |
2.6952.73 |
53752538 |
发育
不发育 |
气层
围岩 |
HHX1 |
10.78 |
9.1 |
2.28 |
25.8 |
49.6647.9 |
2.662.64 |
1186216.19 |
发育
不发育 |
差气层
围岩 |
大量利用合川–潼南地区区域地质背景以及TS4等井的钻井、录井、测井、岩心、分析化验以及龙潭组地层底界不整合面上、下的(密度、中子、声波时差)平均波阻抗值、下二叠不同地层的纵横波速度、不同亚段的围岩密度等参数，建立层状地层正演模型。龙潭组为Vp = 4600 m/s、Den = 2.63 g/cc；龙潭组底部为Vp = 3300 m/s、Den = 2.71 g/cc；茅三段底Vp = 6200 m/s、Den = 2.73 g/cc；茅二段上为Vp = 5600 m/s、Den = 2.73 g/cc；茅二下为Vp = 6200 m/s、Den = 2.73 g/cc；茅一段为Vp = 5000 m/s、Den = 2.68 g/cc (图5①)。根据研究区储层非均质性较强的特点，以及研究对比临区波阻抗特征、我们修改和调整地质模型参数。茅口组地层内部存在白云岩、灰云岩储层及含硅质储层、储层厚度为2.3 m~18.6 m的楔状储层(图5②)。修改后的正演模拟表明，茅二下亚段白云、灰云岩储层主要表现为茅二段内部的“强振幅”特征；地震波振幅与优质储层厚度呈正相关，优质云岩储层越发育，与围岩波阻抗差越大，振幅能量越强。
Figure 3. Well connection profile of mao-2 member in Tongnan Area, Hechuan
图3. 合川潼南地区茅二段地层连井剖面
Figure 4. Seismic interpretation section for well crossing of Maokou Formation in Tongnan Area, Hechuan (nearly SN)
图4. 合川潼南地区茅口组过井地震解释剖面(近南北向)
Figure 5. Geological model and forward model of Strong reflection characteristics of Mao-2 Member Dolomite Reservoir. ① Geological model of dolomite reservoir with different shear wave velocity and wave impedance; ② seismic profile of coexisting siliceous and dolomite reservoirs
图5. 茅二段白云岩储层地质模型及强反射特征的正演模型。① 具有不同的横波速度及波阻抗白云岩储层的地质模型；② 正演含硅质层与白云岩储层共存的地震剖面
对比多条叠前时间偏移地震解释剖面不同类型灰云岩储层，茅二下亚段底部储层厚薄与波峰反射强弱有关，该套储层预测技术得以推广；茅二下亚段地震剖面为高值强波峰，表明白云岩储层物性好、波阻抗低，指示白云岩、灰云岩储层发育。图4地震解释剖面揭示灰云岩储层的发育程度与地震反射强弱的关系。
4. 川中预测储层关键核心技术
Figure 6. Routine intersection of multiple wells in Maokou Formation
图6. 茅口组多口井常规交会图
综合研究、分析合川–潼南茅口组地层的钻井、录井、地质、测井、地震以及正演模型结果可知，下二叠茅口组地层空间内部分布的差异性和薄灰云岩储层提高了勘探难度。本文中以分辨率高叠前时间偏地震资料为基础数据，对比运用测井、地震、分析化验资料，有针对性的物探技术开展茅二下亚段白云岩储层的预测工作。首先采用多曲线融合技术与井控高保真宽频处理技术提高单井储层纵向识别精度、地震成像品质以及储层预测精度；然后采用精细解释岩溶古地貌、沉积地震相带解释技术定性定量预测岩溶发育区以及相带有利分布范围；针对高品质叠前地震资料采用波阻抗相控反演技术定量预测储层空间展布，划分储层空间单元时结合三维雕刻技术；依据“先断裂后岩溶”的研究套路，综合有利相带、刻画岩溶和储层厚度叠合区，定义为储层发育有利区。
综合利用白云岩储层地震响应特征，开展沉积地层解释、优选地震属性、预测白云岩储层发育区。储层预测展布与古地貌高隆带分布基本一致。根据储层预测结果进行部署井位、钻探与试气结果获得了多口百万方以上高产气流井，提高了合川潼南地区天然气勘探开发效率。后期随着勘探开发的进一步投入，开发了基于优势偏移距叠加与AVO属性分析技术，研究区整体符合率进一步提高，有效支撑了井位部署，提高了勘探效率(图6)。
4.1. 融合敏感曲线属性技术
合川–潼南地区茅口组地层岩性主要为灰岩夹白云岩，研究团队根据茅口组岩石类型、中子–密度、伽玛–电阻率多井常规交图进一步精细划分合川–潼南地区茅口组岩性。大家知道单一测井曲线很难区分茅口组岩性。多条敏感曲线属性技术的研究、研发和运用，为研究区提高钻井成功率提供了有利的技术支撑(图7)。
4.2. 高保真高保幅井控宽频处理技术
目的层埋深大、地表丘陵多山、岩性复杂、断裂纵横交错的四川盆地，且受膏岩遮挡，因此三维地震频率衰减快、低信噪比、弱能量、差成像。目的层埋深大、地表丘陵多山、岩性复杂、断裂纵横交错也是产生“CRP远道振幅异常干扰”的原因。该技术主要包括高精度井 + 控宽频保幅处理及叠前高保 + 真综合去噪技术两个环节与流程[8] [9]。
识别噪声类型、分析储层岩性，我们采用组合孔隙度与电阻率曲线去噪思路，在去噪过程中精细分析噪声，确保有效信号或信息不减弱，达到保幅保真的效果和因。上述技术作为下二叠统白云岩薄储层识别的常规技术。HH4、TS3、TS4、TS11井叠前CRP道集表现为“近道较强、远道增强”特征，与潼深6井道集“近道弱、远道突强”特征差别很大。因此可选择优势偏移距叠加，剔除CRP远道振幅异常干扰如图8所示。近偏移距叠加数据，更能真实反映茅口组储层的地震响应特征。
为了明确“强振幅”产生的原因，从叠前道集入手，正演模拟表明，潼深6井道集表现为明显的“近–远道均弱”的响应特征，但地震CRP道集在偏移距 > 4000后，地震振幅突然变强，说明地震CRP道集远道(>4000 m)“强振幅”并非是地质体响应(图8)。
4.3. 属性分析AVO
Figure 7. Logging curve and reconstruction curve based on fusion of multiple logging curves
图7. 测井曲线和基于多条测井曲线融合的重构曲线
实际CRP道集显示，茅二段白云岩储层表现为“近道强、远道更强”的III类AVO特征，一般储层井旁道AVO曲线特征不明显，统计25口井CRP道集资料的AVO特征，符合率为91%。优质储层、较好储层与一般储层的叠前AVO特征差异较大，优质储层表现为“近道强、远道更强”AVO特征，AVO参数P > 1000，G > 10000，特征明显(图7、图8、图9)。
岩石物理分析表明，纵横波速度比是岩石岩性识别的敏感参数，高孔云岩储层具有低纵波阻抗、低速度比的典型特征，采用叠前反演方法，开展白云岩储层预测。采用叠前反演方法，基于优势偏移距内道集数据，完成整个合川三维区茅二段优质云岩储层预测，反演结果与属性预测相关性较好，既可指导下步井位部署，也能慢储层预测的基本要求。
Figure 8. Superior offset stacking of lower permian strata and rejection of CRP far-range amplitude anomaly interference
图8. 下二叠地层优势偏移距叠加与剔除CRP远道振幅异常干扰
Figure 9. AVO characteristics of the second block MAO member reservoir in Hechuan-Tongnan district
图9. 合川–潼南区块茅二段储层AVO特征
4.4. 精细解释断裂、岩溶古地貌技术
研究发现茅口组白云岩储层主要是地下水侵蚀灰岩发生白云岩化作用而形成，研究区目的围岩岩性主要是灰岩。大量钻井岩性、电性、物性等资料对比分析表明，大川中龙潭组与茅口组岩溶期古地貌间呈“镜像”关系[9]-[12]。龙潭组地层主要为泥夹煤地层；茅口组碳酸盐岩纵波阻抗平均值约为1.58 × 104 g∙cm−3∙m∙s−1。在此基础上，选“印模”法或“残厚”法，结合地震层位拉平技术图10。
Figure 10. Distribution pattern of palaeogeomorphological formations during karst period in local maoding area of hechuan
图10. 合川局部茅顶岩溶期古地貌形态分布格局图
4.5. 相控反演波阻抗预测技术
针对碳酸盐岩滩相储层，采用测井曲线线性插值而建立。合川–潼南茅口组灰云岩储层平面分布难以预测，且垂直方向分布不一，真实线性模型约束效果较差[12]-[15]。
海洋沉积相分布控制白云岩、灰云岩储层展布范围(图11)，滩相储层物性与围岩差异打。因此准确地预测白云岩、灰云岩储层、泥岩及围岩空间展布是储层预测技术的一大难点，曲线归一化处理成了必不可少的程序。归一化处理之后能展现不同相带的储层，地震上能区分不同相带；纵向约束层序地层边界以及储层反演边界，清晰划分开阔台地、台内滩等沉积相带为勘探部署提供井位如图12所示。
Figure 11. Root-mean-square amplitude properties of dolomite reservoirs in Maokou Formation
图11. 茅口组白云岩储层均方根振幅属性
Figure 12. Thickness prediction and distribution of dolomite reservoir in maokou formation
图12. 茅口组白云岩储层厚度预测分布
勘探需求与计算机技术的进步提高了复杂碳酸盐岩沉积相储层预测精度，多维融和三维地震预测技术成为了当今储层预测技术的主流。以合川–潼南研究区区缝洞型白云岩、灰云岩为例，波阻抗相控反演对白云岩、灰云岩缝洞体等地质体进行精细刻画，其地质体空间结构、分布、体积以及储层各向异性逐渐得到很好的预测。图12为TS4井区白云岩储层厚度预测图，储层预测显示该井区茅口组白云岩储层发育，尤其是红色区域白云岩厚度更厚，厚度可达20米。该区域探井多井钻穿茅口组、栖霞组地层，其气测异常显示、井漏、气侵等极为常见，集气点火的燃焰可达10 cm~5 m，测试日产气为10.78~203.8 × 104 m3，事实证明该区为白云岩、灰云岩储层发育有利区。近年来，地震储层预测技术的发展和运用，提高了钻井速度、钻探效率与探井成功率。新钻井气测显示、测井解释、试气结果证实了储层预测吻合率大于80%，达到了合川潼南地区碳酸盐岩的勘探需求。
5. 茅口组白云岩储层发育有利区预测
Figure 13. Prediction results of favorable areas for dolomite reservoir development in the research area
图13. 研究区白云岩储层发育有利区预测结果
采用“先断裂后溶蚀”的技术对策，根据茅口组白云岩、灰云岩储层气藏成藏条件，寻找有利储层相带预测区、断裂发育区、储层发育高值区、古地貌高部位，四要素叠合区即为白云岩储层发育有利区。图13所示的咖啡色虚线包围区域为预测得到的合川–潼南地区白云岩、灰云岩储层发育有利区，储层发育区与沉积相带发育区有很好的吻合，呈现出北西–南东方向展布的特点，具有以下2点沉积特征。① 叠前时间偏移地震剖面数据上白云岩、灰云岩储层的反射特征明显，具有强反射特征，“断续强波峰”指示碳酸盐岩优质可动用储层。地震储层预测结果有利于勘探人员优选有利的勘探区带与勘探目标：② 台内洼地是连续的波谷反射；其岩性密度大、致密、稳定是其固有特性；台内滩为杂乱的地震反射，为古斜坡区。③ 合川潼南地区古岩溶斜坡区广泛分布。储层预测有利储层厚度下限为6 m，HH4井区有利储层发育区面积约为315 km2。碳酸盐岩岩溶斜坡区石英含量高、分选好、颗粒粗，易形成缝洞体，地震剖面上表现为断续波峰反射。近年来大庆的白云岩储层预测方法技术可在川中地区推广应用，目前该项目的研究方法技术逐渐推广到整个四川盆地中深层海相层系的勘探认识中。
6. 结论
1) 结合合川–潼南已钻井分析，明确研究区栖霞、茅口组储层地震响应特征，开展储层预测，落实有利储层发育分布，优选有利岩性圈闭，提出井位部署建议是储层预测的首要目标。研究区目的层灰云岩储层缝洞发育非均质性强，储层横向变化快、非常难以预测，平面分布差异性强，给储层预测带来了很大的困难。实际生产中综合利用钻井岩石地球物理物性参数与各测井曲线数据，建立储层反演初始模型，地震预测剖面需要正演模拟辅助。
2) 首次创建基于优势偏移距的多维度薄层白云岩储层定量预测技术，预测符合率提高10个百分点。基于优势偏移距叠加的振幅属性能消除远端噪音干扰，振幅能量更真实反映了茅二段白云岩储层特征；同时建立不同级别云岩储层的叠前AVO识别模板，优质储层“近道强、远道更强”AVO特征，最终采用叠前反演实现了高孔白云岩储层的定量预测。采用“先断裂后溶蚀”的评价思路，针对茅口组储层响应特征，采用相应的地震资料处理技术与储层预测技术。多维敏感曲线的融合技术对于准确识别储层纵向分布位置、平面展布特征以及储层纵向分布的精度，具有不可或缺的作用。采用井控“高保幅 + 高保真”宽 + 频处理之后，还能保护原始的数据信息，拓展低频信息，成像结果更加清晰，最终得到高精度的解释层位与更加合理的地质地层解释结果。层厚不稳定、地层剥蚀严重的茅口组，尤其是合川–潼南地区基本缺失茅四段，其断溶体发育与茅三段与龙潭组之间的不整合面上下，是未来合川潼南地区勘探的一个重要的方向与领域。一代代储层预测技术人员以及地质勘探人员不断的努力与创新是勘探技术不断进步的源泉。合川–潼南区块油气勘探不断推进，说明了转变勘探思路、创新技术方法、不断深化认识是揭示油气成藏条件与富集规律的有效法宝。