0 引言

目前，针对礁滩体的识别与储层预测的地震技术研究，总体以礁滩体的井震响应特征、沉积或古地貌背景以及地震解释三方面入手，综合模型正演、地震相分析、地震属性分析、古地貌恢复及地震反演等技术，根据地震反射特征、地震属性(振幅、频率、相位)及波阻抗的变化识别礁滩体。胡伟光等^[1-2]、纪学武等^[3]基于礁滩体与长兴组的地震反射特征的明显差异，在模型正演的基础上运用波形分类、体曲率技术分析礁滩体地震相并预测礁滩体分布。该类方法对厚度变化较大、与围岩波形差异明显的礁滩体的识别效果较好，对厚度较小、地震波形特征不明显的礁滩体的识别效果较差。杨巍等^[4]、曾臻等^[5]、陈辉等^[6]在古地貌恢复的基础上，根据礁滩体与围岩的地震反射振幅、相位、频率等差异利用地震属性分析预测礁滩体分布。该类方法参考礁滩体形成前古地貌，以礁滩体地震反射振幅、相位、频率变化为依据，是目前利用三维地震资料在平面上综合识别礁滩体的常用方法，但由于受二维地震资料的采集年代、位置、线间距、处理参数等因素的限制，基于二维地震资料的该类方法的礁滩体识别精度不高。何永垚等^[7]通过分析不同沉积背景的生物礁滩及灰泥丘的地震反射特征，运用波阻抗反演预测礁滩体分布。曾令帮等^[8]基于礁滩体的波阻抗差异，综合运用地震相分析、地震属性分析及反射系数递推反演识别礁滩体。该类方法对钻井资料以及地震资料品质要求较高，在钻井较少、构造复杂区对礁滩体的识别效果欠佳。

此外，针对不同地区礁滩体的自身特征，人们提出了一些特殊的礁滩体识别方法，均取得了很好的效果。范兴燕等^[9]在塔里木盆地钻遇寒武系的钻井较少、地震资料品质较差的情况下，通过分析剖面地震相利用层序地层学识别礁滩体。屈大鹏等^[10]基于四川盆地YB区块礁滩体内部反射连续性差的特征，利用方差技术识别礁滩体。刘玲等^[11]针对伊朗M区块礁滩体埋深大、地震资料分辨率较低、剖面反射特征不明显，基于地震沉积学研究思路，应用双面解释技术识别礁滩体。曾凡平等^[12]基于滨里海盆地A区块礁滩体内部的强非均质性和强速度各性异性特征，利用三阶累积量属性识别礁滩体。黄捍东等^[13]为了提高地震资料解释精度，基于地震相控随机反演建立礁滩体识别模式，进而预测四川盆地建南—龙驹坝地区的礁滩体分布。

目前礁滩体储层预测的主要方法为地震反演，根据礁滩体储层的井震响应特征采用相应的反演方法。张志伟等^[14]根据低频伴影与储层中流体的密切关系，利用低频伴影和波阻抗反演预测礁滩体储层分布。蒋炼等^[15]综合波阻抗反演和多属性反演预测礁滩体储层的油、水分布。龙胜祥等^[16]、刘国萍等^[17]运用波阻抗反演、曲线重构多属性反演结合三维可视化精细雕刻礁滩体储层。张向涛等^[18]结合拓频处理的多种地震反演技术预测礁滩型储层分布。上述方法能够定量或半定量地预测礁滩体储层分布，并通过三维可视化技术精细刻画礁滩体储层的空间分布，为礁滩体油气勘探提供了重要依据。

本文基于前人研究成果，针对四川盆地上二叠统长兴组遂宁高带(下称遂宁高带)礁滩体，分两步预测礁滩体储层分布：首先识别礁滩体，通过分析礁滩体地震响应特征，结合地震相识别、古地貌恢复等明确礁滩体展布特征；其次预测礁滩体储层，运用正演模拟分析礁滩体储层的地震响应特征，结合地震属性分析与地震反演准确预测遂宁高带礁滩体储层分布。

1 研究区地质背景

研究区位于川中古隆中斜平缓带，长兴组武胜—蓬溪台凹西南缘，地理位置在四川省遂宁市、资阳市安岳县及重庆市潼南县境内(图 1)。历经多年勘探，该区震旦系灯影组、寒武系龙王庙组、上三叠统须家河组先后获得天然气勘探突破，发现了中国最古老、单体储量规模最大的碳酸盐岩特大型气田——安岳气田，主力产层自下而上为震旦系灯影组灯二段、灯四段以及寒武系龙王庙组。天然气聚集、成藏主要受古裂陷、古隆起、古圈闭和保存条件的时空配置共同作用^[19-20]。遂宁高带发育碳酸盐岩台地浅缓坡相、台地边缘礁滩相，生物礁滩成带发育，存在下寒武统筇竹寺组泥页岩、下二叠统栖霞组—茅口组泥灰岩、上二叠统龙潭组泥岩和煤层三套烃源岩，筇竹寺组的近北西向烃源断裂(断至下寒武统)发育，具有形成生物礁滩气藏的有利生、储、盖条件^[21-23]，是该区天然气勘探的潜在领域。目前，遂宁高带礁滩领域未获实质突破，主要原因就是不了解长兴组礁滩体的分布及礁滩体储层的发育程度。因此，准确预测遂宁高带礁滩体分布及储层发育程度成为进一步勘探长兴组礁滩领域的基本条件。

2 礁滩体分布预测 2.1 长兴组地震反射特征

长兴组主要为一套海相碳酸盐岩沉积，以灰岩为主。上部主要为生物灰岩、生屑灰岩及灰岩的岩石组合，测井曲线特征主要呈高声波时差、高补偿密度、低自然伽马；底部为一套灰岩，测井曲线特征主要呈高声波时差、高补偿密度、低自然伽马，向上常出现薄层泥岩，测井曲线特征主要呈低声波时差、低补偿密度、高自然伽马(图 2)。长兴组中、上部岩性较单一，测井响应变化较小；长兴组下部受薄层泥岩的影响，声波时差、补偿密度、自然伽马曲线值均发生高、低起伏变化，整体上相对于中、上部而言，声波时差值、补偿密度值降低，自然伽马值升高。此外，长兴组与上覆飞仙关组及下伏龙潭组的测井响应特征差异明显：在飞仙关组底界面向下声波时差、补偿密度、自然伽马值明显降低，这是由飞仙关组底部泥岩与长兴组顶部灰岩的岩性差异引起的；在长兴组底界面向上声波时差、补偿密度值升高，受泥岩影响自然伽马值变化不大。根据研究区实际地震资料品质，采用主频为30 Hz的雷克子波对钻井层位进行合成地震记录标定，其中23口井的合成地震记录道与井旁地震道在给定时窗(长兴组顶界面向上、底界面向下各20 ms)的平均相关系数达到92%，时深关系准确、可靠。合成地震记录标定表明：飞仙关组底部发育泥岩或泥质灰岩，速度低于长兴组灰岩，在长兴组顶界面反射系数为正(波峰)；龙潭组以页岩、泥岩为主，夹部分煤层，受长兴组底部高速灰岩层影响，长兴组底界面反射系数为负(波谷)(图 2)。

2.2 礁滩体地震反射特征分析

目前有两口钻井(PL18、L1)钻遇遂宁高带礁滩体。在过PL18井地震剖面上，礁滩体反射特征为：丘状、时差增大，顶部为弱波峰、内部为连续弱波峰反射(图 3)。在过L1井地震剖面上，礁滩体反射特征为：丘状、时差增大，顶部为弱波峰、内部为断续弱波峰反射(图 4)。因此，遂宁高带礁滩体地震响应特征主要呈丘状及弱振幅。根据以上特征，结合长兴组厚度、振幅类属性及古地貌背景可准确预测礁滩体分布。

2.3 礁滩体分布预测

长兴组礁滩体分布受古地貌控制，其中古地貌高区域是礁滩体发育的潜在区域。因此为明确遂宁高带礁滩体的分布，首先需明确研究区的古地貌背景。结合遂宁高带23口井的合成地震记录标定结果，通过联合解释遂宁高带二、三维地震资料，准确标定了长兴组顶、底界面。该区无大断距断裂且构造起伏平缓，长兴组岩性横向变化较小，因此长兴组时间域和深度域厚度图均准确反映了长兴组厚度变化。但该区二维测线部署区域钻井较少，影响时深转换精度，因此根据长兴组时间域地层厚度图(图 5)，应用残厚法并结合三维可视化技术得到长兴组古地貌图(图 6)。可见：该区东北部为武胜—蓬溪台凹，长兴组厚度小，古地貌较低；中部为武胜—蓬溪台凹边缘高带(遂宁高带)，长兴组厚度大，古地貌较高；西南部逐渐过渡到海陆过渡相，长兴组厚度逐渐变小，古地貌较低(图 6)。

基于长兴组遂宁高带古地貌背景，根据礁滩体地震响应特征，结合地震属性分析刻画礁滩体分布。在对研究区二、三维地震资料进行存储位数和振幅能量统一校正的基础上，提取了长兴组层间均方根振幅属性(图 7)，将地层厚度较大、古地貌较高、均方根振幅较小的地区判断为礁滩体发育区。以此为依据预测了长兴组遂宁高带礁滩体分布(图 8)。共识别礁滩体21个，总面积达4297 km²，遂宁高带礁滩体平行于武胜—蓬溪台凹自南东向北西呈雁列式展布，共分为三排礁滩体：第一排靠近台凹，独立成排呈北西向展布；第二排、第三排自南东向北西方向由单排礁滩体逐渐分叉(PL19井附近)，随后相对平行成排，呈北西向展布。

3 礁滩体储层分布预测

遂宁高带目前钻遇礁滩体的多口钻井中，仅部分获气或含水显示，未获气或含水显示的钻井在长兴组钻遇大套灰岩，岩性致密，说明该区礁滩体储层的发育程度存在差异。因此，在准确刻画礁滩体展布规律的基础上预测礁滩体储层，明确礁滩体储层分布对该领域的下一步勘探至关重要。

3.1 礁滩体储层正演模拟

为进一步准确预测该区长兴组礁滩体储层分布，需首先确定礁滩体储层的测井和地震响应特征。PL18井钻井证实，长兴组顶部发育一套厚度约为25 m的储层，虽无天然气产出，但日产水118 m³，说明长兴组储层非常发育，物性较好。储层段主要测井响应特征为：中等声波时差、中等密度、低自然伽马、低电阻率；与上、下围岩的自然伽马值无明显区别，但声波时差、密度、电阻率值明显下降(图 9a)，说明储层段波阻抗值较上、下围岩低。依据PL18井礁滩体储层测井响应特征进行正演模拟，以确定礁滩体储层的地震响应特征。正演模型层速度由PL18井声波时差曲线得到，依据图 3建立正演模型。为确定礁滩体储层的地震响应特征，建立了两个正演模型，即礁滩体含储层正演模型(图 9b上)及礁滩体无储层正演模型(图 9c上)。可见：礁滩体储层发育时，储层段顶、底部为弱波峰，整个礁滩体地震反射能量较弱(图 9b下)，与实际地震剖面(图 3)一致；礁滩体储层不发育时，储层段顶部为中强波峰，较左、右地层振幅低，内部为中弱波谷，整个礁滩体地震反射能量变弱(图 9c下)。

此外，遂宁高带某些钻井钻遇的礁滩体含多段储层，以PL19井为例，其储层段主要包含四段，厚度较小，自上而下分别为1、5、3、3 m，其中上面两段合试日产气0.093万m³，日产水10.8 m³(图 10a)。依据该井长兴组储层段特征，建立了包含两套储层的礁滩体正演模型。含多套储层的礁滩体地震响应特征同样顶部为弱波峰，内部出现弱波峰，整个礁滩体地震反射能量较弱(图 10b)。龙胜祥等^[16]认为元坝气田长兴组礁滩体储层呈弱振幅、低频地震响应特征，振幅强弱与储层厚度和物性有关。由于元坝气田长兴组礁滩体为台缘相，其厚度较大，根据振幅和频率特征即可定性描述礁滩体储层。张长宝等^[24]通过对土库曼斯坦阿姆河右岸区块礁滩体储层的正演模拟，认为礁滩体储层呈中弱反射，地震反射同相轴连续性差。对比前人研究成果，在现有地震资料的分辨率条件下，遂宁高带礁滩体储层正演模拟结果表明，地震响应呈弱振幅特征，但遂宁高带的台内礁滩体厚度较小，储层欠发育时内部呈中弱波谷反射特征，因此其内部地震响应的波峰个数更准确地反映了储层发育程度。

3.2 礁滩体储层分布预测

根据正演模拟结果，可运用GeoEast地震解释系统通过地震属性分析及波阻抗反演进一步预测遂宁高带长兴组礁滩体储层分布。长兴组遂宁高带礁滩体若存在储层，则会在其内部产生弱波峰，而长兴组底界为波谷，则向上会产生1个中强波峰。因此，礁滩体内部储层最少产生两个波峰(若礁滩体厚度较大，含多段储层，则最少产生3个波峰)；礁滩体内部无储层，则会产生一个波峰。根据上述认识，通过提取波峰个数大于2的波峰个数平面属性定性预测礁滩体储层分布(图 11)，可以看出礁滩体非均质性较强，储层分布不均匀。

在定性预测礁滩体储层分布的基础上，在遂宁高带三维地震资料覆盖的主体区通过波形指示反演定量预测储层厚度。波形指示反演充分利用地震波形的横向变化反演储层空间的相变特征，进而分析储层垂向岩性组合的高频结构特征，充分体现了相控的思想^[25]，对于长兴组礁滩体这种具有明显地震响应差异的地质体非常适用。图 12为过MX1-MX11井波阻抗反演剖面。由图可见：MX1井位于第二排礁滩体，储层段距礁滩体顶部20 m，厚度为18 m，井点处由顶部向下长兴组波阻抗值存在明显低值段；MX11井位于第一排礁滩体和第二排礁滩体之间，井点处长兴组波阻抗值较大，波阻抗曲线变化不明显，储层不发育。

根据钻井统计，长兴组礁滩体储层的波阻抗值范围为12000~15000 m/s·g/cm³，以此为依据，在波阻抗数据体上提取储层(图 13)。图 14为遂宁高带过MX1-MX11井长兴组礁滩体储层反演剖面。由图可见：①长兴组礁滩体储层基本发育在中上段，MX1井点处礁滩体储层发育，而MX11井点处基本无储层，反演结果与钻井数据较吻合；②在礁滩体底部泥岩之上存在局部储层，剖面上长兴组底部的3个薄层是由于泥岩与灰岩的波阻抗值渐变而形成的，并非礁滩体的储层响应。

以长兴组顶、底界面为约束，运用GeoEast解释系统提取礁滩体储层波阻抗体时间厚度值(代表满足礁滩体储层波阻抗值域范围的时间厚度)，其与长兴组地层平均速度相乘再除以2，得到礁滩体储层厚度图(图 15)。钻遇礁滩体的12口钻井数据表明，图 15的礁滩体储层厚度平均绝对误差小于2%。由图 15可见：遂宁高带第一排礁滩体储层最发育，厚度为12~46 m，其东部和西部储层较发育，中部储层厚度较小；第二排礁滩体储层厚度为8~36 m，东部MX3井附近储层最发育，中部及西部储层厚度较小。结合长兴组古地貌(图 6)可知，礁滩体储层发育程度整体受古地貌与礁滩体距武胜—蓬溪台凹的距离共同控制，古地貌越高、距武胜—蓬溪台凹越近的礁滩体储层越发育。

4 结论

本文运用地震响应特征分析、地震属性分析、模型正演、地震波阻抗反演等技术精细雕刻了长兴组遂宁高带礁滩体展布及储层分布，为该区礁滩体勘探提供了重要依据，对其他地区礁滩体的识别及储层预测具有借鉴意义，并取得以下认识。

(1) 遂宁高带礁滩体规模较大，共发育三排礁滩体，呈北西—南东向雁列式展布，其储层发育程度受古地貌和礁滩体距武胜—蓬溪台凹的距离共同控制，自南西向北东逐渐发育，且礁滩体非均质性较强，储层分布不均匀。

(2) 提出了由点到面、由粗到细的礁滩体识别及储层预测方法：以钻井数据为参考，地震响应特征为依据，通过层位精细解释、古地貌恢复、地震属性分析准确刻画了礁滩体展布；在此基础上，根据礁滩体储层测井和地震响应特征，优选地震属性、地震反演方法准确预测了礁滩体储层分布。