鄂北杭錦旗地區三維地震勘探難點與對策

王付斌，馬　超，安　川

（1.中國石化華北油氣分公司，河南鄭州　450006；2.中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州　450006）

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油氣地質

鄂北杭錦旗地區三維地震勘探難點與對策

王付斌1，馬超2，安川2

（1.中國石化華北油氣分公司，河南鄭州450006；2.中國石化華北油氣分公司勘探開發研究院，河南鄭州450006）

摘要：三維地震技術是致密油氣藏勘探開發的關鍵技術，科學的地震采集、工程方案與組織管理是取得高品質地震資料的保障。以杭錦旗地區南部獨貴加汗三維工區為例，從勘探中的關鍵地質問題、地震資料采集和工程施工等難點入手，制定了針對復雜地區三維地震采集、工程施工與組織管理方案。結果表明：（1）杭錦旗南部地區成藏主控因素是儲層物性和源儲配置關系，優勢儲層預測和巖性圈閉含氣性評價是三維地震必須解決的關鍵地質問題；（2）“六統一”的三維地震施工方案與組織管理形式成功實施了陸地面積三維地震整體采集，取得了高品質的無痕連接的地震資料，可以為類似地區的三維地震采集提供借鑒。

關鍵詞：杭錦旗地區；三維地震；致密砂巖氣；資料品質

20世紀80年代以來，伴隨著煤層氣成藏理論和致密油氣研究的進展，鄂爾多斯盆地上古生界相繼發現了多個以石炭-二疊系煤巖為主要烴源巖的大型致密砂巖氣田，累計探明儲量超過30 000×108m3，已成為我國天然氣的主力產區［1，2］。

杭錦旗地區位于鄂爾多斯盆地北緣，橫跨伊盟北部隆起和伊陜斜坡兩個構造單元，上古生界二疊系山西組、下石盒子組是該區的主要含氣層位。該區天然氣勘探始于20世紀50年代，早期以尋找傳統的構造圈閉為目標，部署實施的19口探井在上古生界普遍見到含氣顯示，其中伊深1井和伊17井下石盒子組試獲工業氣流，證實了該區的勘探開發潛力［3］。但由于該區上古生界儲層致密、圈閉隱蔽、自然產能低，且位于盆地邊緣，成藏條件相對盆地內部也更為復雜，這些難點造成了該區一直未能取得規模突破［4-6］。

地震儲層預測技術是致密低滲油氣藏開發的關鍵技術之一。筆者以杭錦旗地區南部獨貴加汗三維地震工區為例，針對地震勘探中的關鍵地質問題，從地震資料采集、工程方案、地震資料品質、儲層預測等方面入手，總結了復雜地區三維地震采集與應用技術，可以為類似地區的油氣勘探開發提供借鑒。

1　關鍵地質問題

1.1目的層基本地質特征

杭錦旗地區獨貴加汗工區位于泊爾江海子斷裂以南的伊陜斜坡，晚古生代沉積超覆于早奧陶世及前古生代變質地層之上，發育海陸過渡相沉積環境，地層展布穩定。早二疊世下石盒子期以沖積平原-辮狀河沉積體系為主［3］，盒1段是主要目的層，巖性以含礫中-粗砂巖為主，砂體在橫向上厚度變化較大，一般為15m～40m。儲層孔隙度為5.0%～20.6%，平均為8.7%，滲透率為0.1 mD～15.15 mD，平均為0.61 mD，屬特低孔特低滲的砂巖儲層。儲層電性特征一般為低自然伽馬、自然電位負異常、深淺側向電阻率存在幅度差，且砂巖電阻率高于相鄰泥巖電阻率。工區上古生界主要發育受沉積微相控制的大型巖性圈閉［7，8］（見圖1），圈閉含氣性受物性差異影響較大，局部地區同時受微幅構造和微斷裂的影響。

1.2勘探現狀

獨貴加汗區帶已成為杭錦旗地區天然氣成果最顯著的地區，是近中期勘探規模增儲和開發氣藏評價的主陣地。區帶上古生界天然氣總資源量約5 443×108m3，主要目的層盒1已提交控制儲量1 265.12×108m3，預測儲量1 303.30×108m3，剩余圈閉資源量約1 300×108m3，儲量升級潛力極大。

1.3關鍵地質問題

通過與大牛地氣田對比分析，杭錦旗地區南部（含獨貴加汗工區）上古生界天然氣成藏條件與其相比既有相似性，也有差異性［4，9-12］。

相似性表現為：（1）同處于伊陜斜坡東北側，二疊系目的層為西傾單斜，坡降3m/km～10m/km，天然氣富集受砂體和物性控制，是典型的巖性圈閉氣藏；（2）具有相同的近源成藏組合特征，即石炭系太原組、二疊系山西組下部的煤層和暗色泥巖為氣源巖，山西組和下石盒子組的三角洲分流河道、辮狀河道砂體為儲集層，上石盒子組大套泥質巖為區域蓋層；（3）源巖具有相同的埋藏史和熱演化史，有機質熱演化均達到高-過成熟階段。

差異性表現主要為生烴強度和保存條件的差異，（1）杭南地區生烴強度為10×108m3/km2～12×108m3/km2，大牛地氣田為20×108m3/km2～25×108m3/km2，生烴量小會導致源儲壓差不夠，造成成藏動力不足，從而影響單井產氣量；（2）杭南地區烴源巖生成的氣量除去散失量并沒有完全聚集成藏，而是有一部分通過泊爾江海子斷裂運移到北部什股壕等地區，保存條件較大牛地氣田復雜。

因此，儲層的物性優劣、源儲配置關系就顯得尤為重要，優勢儲層預測、圈閉含氣性評價就成為獨貴加汗三維地震所必須解決的關鍵地質問題［13］。

圖1　杭錦旗地區獨貴加汗三維地震工區上古生界氣藏剖面圖

2　采集施工方案與資料品質

2.1地質難點與對策

表層砂礫層和白堊系砂泥巖介質影響能量下傳，造成地震資料主頻和信噪比均很低、頻帶較窄的難點。采用小組合內距接收可最大限度地保護中、低頻反映油氣信息地震波頻率成分，找準最佳激發巖性可提高35 Hz～70 Hz以上的有效頻率成分，疊加次數160次有利于提高地震資料信噪比。

河流相儲集砂體的空間展布規律復雜，預測難度較大［14］。優化激發參數提高中高頻段能量和縱向分辨率，較小面元（25m×25m）采集可提高縱橫向分辨率，通過疊前三維偏移可提高反映河道砂體短同相軸能量歸位精度。

表層結構差異大，低降速層厚度和速度變化大，對落實低幅度構造和巖性圈閉不利。采用微測井表層調查方法建立表層結構數據庫，為炮點逐點設計和后續處理提供精確的表層資料；采用多重復線、少滾動線的觀測系統，提高靜校正耦合效果和表層反演精度。

2.2施工難點與方案優化

獨貴加汗工區是我國陸上實施的最大面積三維地震，由四家單位分別實施Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ區塊，投入428XL地震儀55 000道，投入檢波器165 000串，投入作業人員3 548人。如何按期、高效、優質完成采集施工任務，是施工組織與管理的最大難題。

通過精心設計、嚴密組織，按照“統一施工設計、統一表層建模、統一質量標準、統一設備管理、統一隊伍管理、統一施工組織”的施工方案和組織管理形式（見圖2），歷時92d圓滿完成三維地震整體采集施工，滿覆蓋面積1 377.11km2，生產炮數95 455炮，一級品率92.13%，二級品率7.87%，合格率100%。

圖2　獨貴加汗工區超級排列整體同步采集示意圖

該采集方案的優點體現在：（1）一次性由東向西擺滿排列，可避免施工道重復，避免出現資料接邊問題，保證了施工質量和資料質量；（2）大統一前提下，各中標單位相對獨立，可避免出現質量和安全責任不清問題；（3）可充分利用有效放炮時間，不需劃分時段，避免重炮，放炮時效大為提高；（4）可避免重復施工范圍內的二次工農賠償，統一協調工農關系有利于減少矛盾和降低賠償費用；（5）儀器和備用道可相互利用，實現資源共享，提高施工效率和整體解決問題的能力。

2.3資料品質分析

獨貴加汗工區三維地震采集原始資料品質總體較好，目的層信噪比較高。疊后地震剖面表明資料的分辨率較高，目的層段主頻在20 Hz～28 Hz，頻寬在6 Hz～60 Hz，振幅相對保幅性、能量一致性較好。疊后時間偏移數據目的層（T9d±100 ms）的信噪比分析，三維地震數據信噪比較高，目的層相對信噪比20以上的數據占到了90%。

地震剖面淺中深層反射波組齊全，主要反射波同相軸連續性好，反射能量強，淺層和目標層都保持了較好的信噪比和分辨率。反射成像合理，地質現象清楚，內幕反射結構清晰，四個標段之間實現了無痕連接，采集施工取得了高品質的地震資料（見圖3）。

圖3　獨貴加汗工區三維地震L1450線疊后時間偏移剖面

3　應用效果

3.1地質-地震聯合識別預測方法

通過地質、物探、測井等多資料相結合，按照定性、定量表征的思路，進行地震信息多參數融合優選，深化完善了杭錦旗地區南部大型巖性圈閉地質-地震聯合識別預測方法。

（1）利用目的層沉積微相分析、儲層物性分類評價、儲層平面展布、屬性優選等技術，建立了杭南地區主要目的層優勢儲層的地質-地震識別預測方法。例如，T9d波谷振幅屬性提取技術，可以較好的反映盒1段高能心灘沉積環境下的相對高孔滲優勢儲層，可為井位部署目標優選提供依據。

（2）落實了主要目的層優勢儲層的有利地震反射特征。盒1段為T9d單軸強反射，T9d之上大時差強波谷反射，波形穩定。盒2+3段為亮點短軸強反射、中等頻率地震響應。

（3）確定了振幅屬性是該區盒1段優勢儲層的敏感性地震屬性，AVO含氣性檢測技術應用效果較好。通過25口鉆井成果驗證，最大波谷、均方根振幅屬性儲層預測符合率達80%，AVO截距、梯度含氣性預測符合率76%。

3.2應用效果

通過連續五年的持續攻關與應用，杭錦旗地區三維地震技術在致密砂巖氣勘探開發中的應用效果逐年提升，有力支撐了目標優選和井位部署，為該區規模增儲和開發氣藏評價提供了重要技術支撐，成效顯著。

利用獨貴加汗三維地震成果，2015年針對盒1氣藏部署了11口探井，目前完鉆的7口鉆遇7.0m～35.9m的良好氣層，完成試氣的錦110、錦111兩口井全部試獲工業氣流，測試期間井口穩定產量分別為40 185m3/d 和18 498m3/d。同時在該區部署的21口開發氣藏評價井，已完鉆的7口井全部鉆遇氣層，氣層厚度8m～12m，證實了三維地震儲層預測技術的有效性，2015年該區提交天然氣控制儲量763×108m3。

4　結論

（1）杭錦旗南部地區上古生界天然氣成藏的主要控制因素是儲層物性和源儲配置關系。優勢儲層預測和巖性圈閉含氣性評價是三維地震必須解決的關鍵地質問題。

（2）“六統一”的三維地震施工方案與組織管理形式成功實施了陸地面積三維地震整體采集，取得了高品質的無痕連接的地震資料，可以為類似地區的三維地震采集提供借鑒。

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The difficulties and countermeasures of 3-D seismic exploration in Hangjinqi area

WANG Fubin1，MA Chao2，AN Chuan2
（1.North China Oil & Gas Field Branch，Sinopec，Zhengzhou Henan 450006，China；2.Research Institute of Exploration and Development，North China Oil & Gas Field Branch，Sinopec，Zhengzhou Henan 450006，China）

Abstract:3-D seismic technology is the key technology in the exploration and development of tight oil and gas reservoir. The scientific seismic acquisition，engineering project and organization management are the guarantee of the high quality seismic data. Duguijiahan 3-D seismic area in Hangjinqi southern as an example，from the key geological problems in exploration，seismic acquisition and construction，and other difficulties of formulation for complex area 3-D seismic acquisition，engineering construction and organization management scheme. The results show that，（1）the main controlling factors of gas accumulations in southof Hangjinqi area was the physical property and the relationship between origin and reservoir. The reservoir prediction and evaluation of gas-bearing property was the key geological issues which have to been solved by 3-D seismic.（2）The large-area 3-D seismic was been acquisited integrally by the construction method and organization form based on "unified construction design，unified surface modeling，unified quality standard，unified device management，unified team management，unified construction organization". In this way，high quality and seamless connection of seismic data can be obtained，which can provide reference for 3-D seismic acquisition in similar area.

Key words：Hangjinqi area；3-D seismic；tight sand gas；data quality

中圖分類號：TE132.1

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）06-0109-05

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.028

*收稿日期：2016－05-03

基金項目：國家科技重大專項“鄂爾多斯盆地碎屑巖層系大中型油氣田富集規律與勘探方向”，項目編號：2011ZX05002-001。

作者簡介：王付斌，男（1973-），陜西漢中人，碩士，高級工程師，主要從事鄂爾多斯盆地及周邊致密油氣勘探研究工作，郵箱：wderdos@163.com。