0 引言

鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块石炭系—二叠系发育煤系地层，储集层主要为石炭系太原组—二叠系石盒子组砂岩。太原组为陆表海清水与浑水混合沉积，由碳酸盐岩、陆源碎屑岩组成；山西组为陆源碎屑沉积，发育5^#煤层。其中，山西组5^#煤层与太原组碳酸盐岩之间的山西组2³(后文简称山2³)亚段底砂岩是该区煤系地层致密气开发的主要层系，以辫状河三角洲前缘亚相沉积为主，单层厚度为2~10m。

储层预测精度已成为制约研究区油气开发的主要因素之一。其主要难点在于：①储层段岩性复杂，发育煤层、泥岩、砂岩和碳酸盐岩，而非简单的泥质背景下的砂岩储层。不同岩性组合可以对应相同的地震反射特征，且砂、泥岩之间阻抗差异小，常规阻抗反演技术无法有效预测砂岩的空间展布规律。②单层砂岩厚度小，横向变化大，利用主频为35Hz的地震资料，纵向分辨能力很难识别薄储层。

针对鄂尔多斯盆地东缘山2³亚段储层，以往主要是从两个方面开展预测工作：①应用属性分析技术^[1-11]预测储层。通过数据统计建立已知井揭示的地质特征与地震属性之间的对应关系，对地震数据体进行单一属性的提取与分析，或多种属性融合分析，从而实现储层的宏观预测。②地震反演^[12-18]。通过叠后、叠前反演获得反映储层性质的地层岩石弹性参数，从而实现对储层分布以及含气性的预测。

无论是属性分析还是地震反演预测储层，多是基于稳定沉积环境下、古构造控制河道的发育且河道都充填砂质沉积的“假设”。但研究区沉积环境变化较快，相同的地震反射特征可能对应着不同的岩性组合，这将会严重影响储层预测的精度。为此，本文从储层沉积特征分析入手，结合钻井资料进行二维正演模拟，明确不同沉积微相的地震响应模式，建立地震相与沉积相之间的联系；然后采用地震波形指示反演(SMI)技术开展“相控反演”，实现二叠系山2³亚段致密薄储层的定量预测，以期为大宁—吉县区块油气开发提供技术支撑。

1 沉积微相特征

研究区山西组以三角洲平原及前缘亚相沉积为主。钻井揭示主力油气层山2³亚段主要发育水下分流河道、河口坝—远砂坝、分流间湾等3种沉积微相。水下分流河道和河口坝砂体是该区油气主要的储集体。

水下分流河道水动力条件强，沉积物粒度较粗，自然伽马(GR)曲线形态以箱形、钟形为主(图 1)。单层砂体厚度为2~10m，砂岩石英含量高，泥质含量低。储层物性好，平均孔隙度为7.57%，平均渗透率为0.68mD。岩心可见底部冲刷面，向上发育槽状交错层理、板状交错层理和平行层理，为粒度逐渐变细的正粒序结构，反映了沉积过程中水动力逐渐减弱或物源供给减少的沉积特征。

河口坝GR曲线形态呈漏斗形，岩性以细砂岩为主，单层砂体厚度为2~5m。

分流间湾沉积粒度细，GR曲线形态呈齿形。岩性为砂泥岩互层，以泥岩厚、砂岩薄为特征，单层厚度为1~2m。储层物性差，平均孔隙度为5.82%，平均渗透率为0.08mD。

2 地震波形相控反演

传统的地质统计学反演主要是基于空间域变差函数建立储层空间模型，只能粗略表达空间变异程度，无法体现相变特征，并且对样本分布均匀程度要求比较苛刻，从而限制了该方法的应用^[19]。地震波形相控反演技术根据地震沉积学原理，充分利用地震波形的横向变化反映储层空间的相变特征，分析储层垂向岩性组合的高频结构特征，按照不同频带特征对地震波形样本与井样本映射关系进行筛选，进而建立合理的空间模型，更好地体现了相控的思想^[14]。它是一种真正的井震结合高频模拟方法，使反演结果从完全随机转向逐步确定，同时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，拓宽了适用领域。

2.1 模型正演

选取山2³亚段发育不同厚度底砂岩的连井剖面(图 2a)开展地震模型正演。正演结果(图 2b)与原始地震资料(图 2c)波形特征基本一致，可认为原始地震资料保真、保幅，具备开展储层预测的资料基础。

由图 2可见：①山2³亚段底砂岩(如GG1井)厚度较大(11.8m)时，与下伏灰岩高速层形成较强阻抗界面(图 2a左)，表现为短轴透镜状地震反射特征(图 2b、图 2c)；②山2³亚段底砂岩(如GG2井)厚度中等(4.4m)时(图 2a中)，主频较低，呈中弱复波地震反射特征(图 2b、图 2c)；③山2³亚段无底砂岩沉积或者底砂岩厚度很小(如GG3井)时，即较厚的低速泥岩与灰岩高速带接触可形成较强阻抗界面(图 2a右)，也表现为透镜状地震反射特征(图 2b、图 2c)。模型正演结果表明了不同沉积环境下的不同岩性组合可以形成相似的地震反射特征，地震资料的地质解释存在多解性。因此，需要建立不同岩性组合、沉积相、地震相之间的关系，应用相控反演技术解决该问题。

2.2 地震相—沉积相分析

地震波形的横向变化反映了沉积环境的变化，不同沉积相具有不同的地震相和地震波形特征，相似的沉积环境具有可类比的沉积组合结构，这些组合结构的变化与波形密切相关^[14]。根据实际资料，研究区山2³亚段地震响应特征可划分为3种模式(图 3)：①短轴透镜状地震反射，对应水下分流河道微相。GR曲线主要表现为箱形—钟形，顶部渐变，底部突变，呈中—高幅度锯齿状。②中弱振幅复波地震反射，对应前缘水下分流河道、河口坝—远砂坝微相。GR曲线多以漏斗形为主，中高幅度，顶、底部均为渐变接触。③强振幅波峰或透镜反射，大致对应席状砂、水下分流间湾微相。席状砂微相GR曲线呈指形，低幅度、微齿，顶、底部与泥岩呈突变接触，砂岩厚度较小；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。当地层厚度较小时，地震反射特征为强振幅波峰反射；当地层厚度较大时，地震反射特征为透镜反射。

利用波形聚类开展地震相分析(图 4)，强振幅波峰反射(蓝色)为分流间湾微相沉积；中弱振幅复波反射(绿色)为小规模分流河道、河口坝微相沉积；透镜状反射(橙色)为水下分流河道或者分流间湾两种沉积微相。地震相可明显区分强振幅反射的分流间湾及较厚砂体的分流河道微相，但对于透镜状反射，如：GG3井与GG1井同为透镜状反射特征，分别对应水下分流河道(厚砂体)和分流间湾(无砂体)两种沉积微相，说明地震响应特征对应的地质模型存在多解性。因此，需要进一步开展基于沉积相控制、地震相(地震波形)驱动的相控波形反演，最大限度地减小相似地震反射特征的多解性，进一步提高储层预测精度。

2.3 敏感测井曲线修正

测井曲线重构可以提高岩性识别和储层预测精度，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^[20-21]。本文反演采用的地震数据为子波分解重构的去煤层强反射数据体，需要考虑井震资料的一致性，将测井曲线上煤层的声波值范围修正到泥岩的声波值范围。一般来说，地震资料去煤层强反射，测井曲线也需相应修正，修正后井震合成记录波组特征的一致性更好。

研究区声波曲线可以区分灰岩与煤，但无法有效区分泥岩与砂岩。自然伽马曲线可以区分泥岩与砂岩，但无法有效区分灰岩与煤。本文仅将致密砂岩作为储层进行预测，因此直接利用测井曲线消除煤层、灰岩干扰的思路构建砂岩敏感曲线。基本思想是合并干扰层，突出储层。具体实现步骤为：①统计泥岩段对应的GR值；②把灰岩和煤层对应的GR值范围改为泥岩GR值范围。该方法获得的新GR曲线只保留了砂岩的低GR特征，消除了灰岩、煤层低GR的干扰(图 5、图 6)，因而可以作为砂岩敏感曲线用于反演。

2.4 相控SMI技术

不同于常规的稀疏脉冲波阻抗反演或传统的地质统计学反演技术，近几年发展起来的SMI技术是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]。SMI技术对井位分布的均匀性没有严格要求，也大大提高了储层反演的精度和适用领域。

前文描述了该研究区地震相—沉积相—砂岩厚度之间关系及分类，利用SMI技术既能遵循地震相的趋势，并加入测井信息，可进一步区分透镜状地震反射特征；同时该反演方法还能大大提高砂岩的纵向分辨能力，大大提高砂岩的预测精度。

相控SMI技术的流程如图 7所示：①利用地震、岩心、测井资料开展波形聚类、二维正演模拟、沉积相—地震相综合分析，明确不同沉积微相的地震响应模式；②进行敏感测井曲线重构，采用SMI技术开展“相控反演”；③利用反演结果合成地震数据并与观测地震数据对比，若二者匹配，则该反演结果作为储层预测结果；否则，继续优化反演参数进一步反演。

3 反演效果分析

采用三种方法评价SMI技术结果的可靠性。

(1) 利用反演数据体正演，再与实际地震资料对比。由图 8可见，由反演数据体合成的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合理。

(2) 将反演结果与地震波形剖面叠合、对比分析。由图 9可见，GG8井钻遇山2³亚段底砂岩水下分流河道，砂体厚度为6m，在垂直河道的地震剖面上表现为中、弱振幅波谷反射特征，在反演剖面上砂体呈短轴、不连续的砂岩特征；GG3井钻遇分流间湾席状砂，砂体不太发育，厚度小于1m，在地震剖面上虽然表现为透镜状反射特征，但受井震相控反演约束，反演剖面上砂体不发育。反演结果与实际的沉积特征相符。

(3) 将未参与反演的水平井作为后验井。在未参与反演的26口水平井中，共22口井钻探结果与预测结果吻合，吻合率达83%。

以GG9H井为例(图 10)，该井北侧的定向井GG1井钻遇山2³亚段主河道底砂岩厚度为11.8m，河道为北西—南东走向。在SMI剖面(图 10a)上，GG1井山2³亚段底砂岩清晰且顺河道方向有一定的延伸。GG9H井位于主河道，河道砂体在水平段尾端有减薄、尖灭的趋势。在实钻过程中，GG9H井在山2³亚段底砂岩水平段基本都钻遇了优质砂岩，砂岩钻遇率大于90%。这也证明了反演结果的可靠性。砂岩厚度图(图 10b)表明，在西部存在一条水下分流河道，砂岩较发育。东部零星发育局部砂体，多以远离物源的河口坝—远砂坝沉积为主。

综上所述，地震波形高分辨率相控反演结果在井点处符合率高，能够有效反映2m以上较薄砂岩，且反演剖面砂体形态自然、边界清晰，反演结果合理、可靠。

4 结论与认识

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影响，海陆过渡相致密薄储层的预测是一个难题。本文在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—地震相识别模式；井震结合，采用SMI技术，开展敏感曲线的相控SMI，获得了符合沉积规律的自然伽马数据体，可以识别并刻画研究区山2³亚段底砂岩分布。得到以下两点认识。

(1) 正演是反演的基础。对于地质条件、沉积环境复杂区域，可以根据实际地质条件，结合地震反射特征，以正演模拟结果为指导，建立沉积相—地震响应特征—地震相识别模式是减少地震储层预测多解性的有效方法。

(2) 地震波形是地下地质体的综合地震响应，与沉积环境相关。SMI技术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，预测结果合理、可靠。该方法对鄂尔多斯盆地其他区块山2³亚段致密砂岩储层预测具有借鉴作用。