深層海相碳酸鹽巖儲層地震預測關鍵技術與效果
——以四川盆地震旦系-寒武系與塔里木盆地奧陶系油氣藏為例

林 煜，李相文，陳 康，張銀濤，臧殿光，郁 智

(1.中國石油集團 東方地球物理勘探有限責任公司研究院，河北 涿州 072750；2.中國石油集團 西南油氣田分公司 勘探開發研究院，四川 成都 610051；3.中國石油集團 塔里木油田分公司 勘探開發研究院，新疆 巴音郭楞蒙古自治州 841000)

近20年來，伴隨著三維地震技術的不斷進步，在以四川盆地和塔里木盆地為代表的中國西部陸上盆地深層-超深層，海相碳酸鹽巖油氣勘探開發不斷取得重大突破，相繼發現了一批特大型油氣田，深層海相碳酸鹽巖已成為中國油氣增產上產的重要領域。中國深層海相碳酸鹽巖儲層具有形成年代古老、埋藏深度大、現今地表條件復雜、構造演化時間長的特點，這使得其形成與分布與國外主要地區存在明顯差異。以四川盆地為例，深層碳酸鹽巖儲層主要位于震旦系-寒武系，埋深集中在4 500～7 000 m，孔隙度多小于6%，現今地表為山地-丘陵復雜地形；而中東大油氣區碳酸鹽巖以中-新生界為主，埋藏小于4 500 m，孔隙度多在8%～25%。此外，中國深層海相碳酸鹽巖多發育于大型疊合盆地，形成過程中經歷了多期構造運動的疊加和改造，儲層具有成因復雜、類型多樣的特點，這些都為其預測帶來了巨大的挑戰[1-4]。

關于碳酸鹽巖儲層分類至今學術界仍有很大爭論。本文不專門討論分類問題，而是選擇研究相對成熟，具有成因代表性和資源量巨大的四川盆地礁灘型儲層，以及塔里木盆地縫洞型灰巖儲層進行地震預測技術的論述。從共性上看，上述兩類儲層均表現出地表復雜、埋深大、地震資料能量弱的特點，提高地震資料的信噪比是研究的基礎。從差異性上看，礁灘型儲層屬于沉積作用型儲層，其有效儲集空間的主控因素是高能淺水沉積條件及其伴生的準同生暴露淋濾溶蝕或者是混合水溶蝕作用，原始沉積物的孔隙空間是否發育直接決定了現今儲層的發育程度。因此，針對這類儲層的預測，提高資料保幅性與相對分辨率，以及按照相控思路逐步落實含氣儲層分布是關鍵。而縫洞型儲層屬于后生巖溶改造型儲層，其儲集空間主要為溶蝕孔、洞、縫和未-半充填大型溶洞，在地震資料上巖溶縫洞系統的準確歸位與定量化描述才是儲層預測的關鍵。經過多年攻關，礁灘型與縫洞型儲層的地震預測技術均已逐步實現了由定性向定量的轉變，由簡單刻畫圈閉向精細刻畫含氣儲集單元的轉變。前者以井控寬頻高保真處理、層序地層分析以及相控波阻抗反演為核心，后者以“兩寬一高”地震采集、OVT域疊前深度偏移以及斷溶體油氣藏描述為核心。依托儲層地震預測技術的進步，四川盆地川中高石梯-磨溪地區、塔里木盆地塔北、輪南與哈拉哈塘地區以及塔中地區的深層碳酸鹽巖油氣藏開發均取得了巨大的突破，開發井鉆探成功率平均超過90%。通過本文的研究，不但可以有效指導國內外相關類型的碳酸鹽巖油氣藏高效開發，而且可以完善與深化深層海相碳酸鹽巖相關地質理論。

1 深層礁灘型儲層地震預測技術

1.1 基本特征與研究思路

礁灘型儲層分布通常是受沉積作用和古地理環境聯合控制，儲層主要位于鑲邊臺地邊緣、臺內裂陷周緣和碳酸鹽巖緩坡，儲集空間以微觀孔洞為主。中國的礁灘型儲層在四川、鄂爾多斯以及塔里木等海相克拉通盆地中均有發現，其中又以四川盆地分布最為廣泛。四川盆地礁灘型儲層在預測過程中主要面臨以下難點：①地表以山地-丘陵為主，表層結構復雜，而精細儲層研究對于靜校正的精度要求很高；②儲層埋藏深度大，頻率衰減快，干擾波嚴重；③目的層層序地層結構認知較為淺薄，無法準確落實有利相帶的分布；④現有反演方法對于非均質性更強的碳酸鹽巖儲層并不完全適用，導致預測結果多解性強；⑤深埋藏條件下的儲層含油氣性檢測還處于探索階段。針對上述難點，目前已經形成了一套較為完善的礁灘體儲層定量預測技術系列[5-7]。地震采集上，通過開展高精度近地表建模技術與山地井-地聯采技術攻關，有效提升原始三維地震資料品質。地震處理上，探索開展以井控高保真寬頻處理、各向異性疊前深度偏移為核心的技術攻關，地震資料成像質量與精度大幅度改善。地震解釋上，形成了以層序地層分析為核心的有利沉積相帶預測技術；以地層格架為約束的相控波阻抗反演技術；以彈性阻抗反演為核心的含氣性檢測技術[8]。最終基于地震逐點導向技術指導開發水平井實時鉆探，大幅提高了礁灘型氣藏鉆井成功率與開發效益(圖1)。本研究僅以安岳裂陷槽東側震旦系-寒武系氣藏為例，對其中最為關鍵的幾項單項技術展開闡述。

1.2 全流程井控高保真寬頻處理技術

四川盆地地表多為山地與丘陵、地形起伏頻繁、巖性復雜多變，靜校正問題突出。此外，受儲層埋藏深、上覆膏巖層屏蔽遮擋，以及層間多次波干擾等影響，地震資料能量弱、信噪比低，且頻率衰減快。針對上述難點，結合礁灘體儲層定量刻畫的地質任務，探索形成了全流程井控高保真寬頻處理技術流程(圖1)。其中，疊前高保真綜合去噪及井控寬頻保幅處理兩個環節最為關鍵。

圖1 全流程井控高保真寬頻地震處理技術流程Fig.1 Workflow of the high fidelity and broadband seismic processing technology under well control

1) 疊前高保真綜合去噪。首先在共炮點域、共檢波點域和共中心點域對噪聲和有效信號特征進行深入分析，確保在噪聲特征最明顯的數據域對噪聲進行壓制。然后在保真、保幅的前提下，采取分類、分區域、分步和分域空變的去噪理念，以地質體成像效果和識別度作為要求，選用保真去噪模塊及參數，找到信噪比和分辨率的平衡點，完成第一輪去噪；為了最大程度的保護低頻弱信號，還需要從已去除噪音中對殘留有效信號進行二次分離與回加，在提高信噪比的同時，最大限度保證目的層低頻成像。最后，利用自由表面多次波預測原理，計算出多次波模型，計算結束后將多次波模型校正回基準面，再用原始數據和多次波模型進行自適應相減，達到有效壓制層間多次波的目的。

2) 井控寬頻保幅處理。首先開展井控真振幅恢復，采用VSP資料求取的球面擴散補償因子，并對地震資料匹配分析，實現對深層弱反射的縱向上的真振幅恢復。然后合理利用地震微測井獲得表層Q值，VSP測井獲得深層Q值，在地質層位約束下綜合建立時空變Q體，實現對表層及深層的高頻吸收補償。在提頻過程中，為了保證反射波組特征的完整性，還需開展精細的低頻能量補償，實際應用中是由原始數據求取一個合適的匹配因子，通過整形處理，達到不改變子波相位譜，只加強子波低頻端振幅譜的目的。最后充分開展井控串聯反褶積參數試驗工作，將得到的試驗結果與工區內井資料標定結果進行比對，優選反褶積參數，達到合理提高目的層分辨率的目的[9]。

上述技術在碳酸鹽巖臺內區的礁灘體識別中應用效果最為明顯。臺內區地層厚度通常較薄，不同期次礁灘體的識別難度很大。圖2為安岳古裂陷東側寒武系臺內區常規疊前時間偏移與保幅寬頻疊前時間偏移剖面對比，圖中紅色箭頭所指區域為寒武系顆粒灘相沉積。很顯然，在寬頻保幅處理剖面上，由于資料空間分辨率、保幅性與偏移成像精度的顯著提高，多期臺內顆粒灘退積特征異常清晰。顆粒灘的這種疊置關系與區域上海平面持續穩定上升的地質背景完全一致，為后續的相控儲層預測研究奠定了基礎。

圖2 四川盆地安岳氣田寒武系臺內區常規地震剖面(a)與高保真寬頻地震剖面(b)對比Fig.2 Comparison of conventional seismic section (a) and broadband seismic section of high fidelity (b) in the Cambrian intra-platform area in Anyue gas field,Sichuan Basin

1.3 層序地層解釋技術

碳酸鹽巖層序地層解釋的主要目的是劃分等時地層格架，在此基礎上建立沉積模式，定性預測儲層宏觀發育規律，尋找有利的成藏組合。以震旦系燈影組為例，首先利用盆地內部的二維地震格架資料，采用層拉平法或平衡剖面法，恢復主要構造活動期的古地貌，建立盆地級別的構造層序格架，明確宏觀區域上的有利沉積相帶。研究表明，四川盆地在震旦紀拉張背景環境下，受基底斷裂活動、沉積充填及構造抬升暴露剝蝕綜合影響，形成了始于前震旦的安岳古裂陷。該裂陷位于川中地區西側，呈北西向展布，古裂陷邊緣古地貌較高、水動力強、具有典型的鑲邊臺緣背景，具備形成粗結構、多孔碳酸鹽巖的沉積環境，是臺緣礁灘最為有利的發育區。此外，燈影組沉積后，古裂陷區內的下寒武統麥地坪組、筇竹寺組發育大量優質泥頁巖類烴源巖；裂陷邊緣至臺內地區的燈影組頂部也被筇竹寺組泥巖廣泛覆蓋，形成良好的側接式源儲配置關系與披覆式儲蓋組合。目前，古裂陷東側的高石梯-磨溪地區已證實發育連片厚層優質儲層[10-12]。

在明確盆地級別構造層序格架基礎上，通過識別并分析巖心上的古侵蝕面、碳13同位素曲線變化、生物碎屑含量變化以及地震同相軸的特殊接觸關系，完成目的層內部三級層序與體系域劃分。研究表明，燈影組可分為4個三級層序，從下至上依次為SQ1—SQ4。根據地震反射結構變化，每期三級層序內部又可識別出完整的海進超覆和海退進積反射結構，其中以海退進積為主的高位體系域坡折部位礁灘最為發育。此外，受桐灣運動Ⅰ幕與Ⅱ幕兩期構造運動的影響，SQ2與SQ4高位域頂部遭受過一定時期的風化淋濾，這進一步改善了儲層的儲滲能力(圖3)。層序地層學的研究不但可以指導有利相帶的預測，其層序界面的追蹤也有利于地震反演低頻模型的建立，實現層序界面約束的地震反演，提高反演精度。

圖3 四川盆地安岳古裂陷東側高磨地區燈影組層序地層劃分(a)與演化(b)Fig.3 Stratigraphic division (a) and sedimentary evolution (b) of the Sinian Dengying Formation in Gaomo area,east of Anyue Paleo-rift,Sichuan BasinSQ1—SQ4.燈影組的4個三級層序；HST.高位體系域；TST.海侵體系域

1.4 相控波阻抗反演技術

常規地震波阻抗反演方法通常是針對碎屑巖層狀儲層，中低頻約束模型以均勻介質模型為基礎，通過對測井曲線線性內插而建立。而礁灘型儲層非均質性較強，顯然不能用線性模型很好地進行約束。因此，在四川盆地的研究實踐中，提出并形成了基于層序格架約束的相控地震反演技術，來解決礁灘孔隙型儲層的地震反演。

礁灘儲層受沉積相分布的控制，各相帶內部地層物性特征存在明顯差異。為能準確地反演礁灘儲層、泥巖及圍巖平面發育分布，首先需要進行相控測井曲線歸一化處理，即在不同的沉積相帶內，對目標層段測井曲線分別開展歸一化處理；然后，以不同級次層序地層界面作為垂向約束，以海槽、臺地邊緣和開闊臺地等沉積相帶為側向約束，建立等時相控的初始地震地質模型(低頻模型)。在此基礎上進行地震反演，得到具有沉積相背景的波阻抗數據體。需要強調的是，在地震反演資料的解釋過程中，由于不同相帶和同一反演(阻抗)數值具有不同的地質含義，需要對不同相帶分別進行解釋。如臺內相區的泥巖或泥質灰巖與臺緣帶的礁灘型儲層的阻抗值接近，都表現為相對低阻抗，但其地質含義顯然不同。最終，依據不同相帶的有效儲層波阻抗門檻值，通過層速度模型將波阻抗解釋結果轉化為儲層厚度圖。

圖4是采用上述方法所得到的古裂陷東側高磨地區震旦系燈影組四段礁灘儲層厚度圖，圖中西側近南北向邊界為德陽-安岳古裂陷邊界，邊界以東逐漸由礁灘體臺緣帶過渡到臺內區。宏觀上，儲層平面分布明顯受沉積相帶展布控制，由西向東，從臺緣到臺內，儲層厚度具有逐漸減薄趨勢；由南向北，受古裂陷邊緣南緩北陡的影響，臺緣帶沉積前古地貌也表現出南高北低的特征，儲層在臺緣帶南部更加發育。此外，在復合礁灘體內部，受近東西向潮道切割作用影響，儲層呈厚薄相間分布。上述反演結果表明，采用層序約束下的相控反演結果地質規律清晰，可以有效指導精細井位部署。

圖4 四川盆地安岳古裂陷東側高磨地區燈影組四段礁灘儲層厚度預測Fig.4 Facies-constrained inversion prediction of the Sinian reef-shoal reservoir thickness in Deng 4 Member in Gaomo area to the east of AnYue Paleo-rift,Sichuan Basin

1.5 彈性系數烴類檢測技術

在四川盆地礁灘型儲層含氣性檢測應用中，彈性阻抗反演技術是最為有效的手段。其基本思想是不同巖性、儲層或流體隨著入射角變化而不同，利用不同的角度道集可以反演相應的彈性阻抗。在傳統彈性阻抗的基礎上，又進一步提出了彈性系數(EC)烴類檢測新技術。這種技術實際上是計算入射角(θ)對應的彈性阻抗與垂直入射時的彈性阻抗的比值，即EI(θ)/EI(0)。實際上這相當于對彈性阻抗作了規則化處理，規則化的地球物理參數是波阻抗。基于研究區實鉆井取心資料開展的巖石物理實驗表明，對于四川盆地礁灘型儲層的流體識別，彈性系數EC(θ)比彈性阻抗EI(θ)更加敏感。特別是在深層地震入射角度較小(四川盆地深層一般不超過25°)的條件下，利用彈性系數EC依然可以很好地識別出圍巖、致密層和含氣儲層[8]。

上述地球物理技術的進步，有效支撐了四川盆地深層礁灘型油氣藏的高效開發與快速建產。截至2019年，高石梯地區-磨溪地區寒武系龍王廟組氣藏已連續4年穩產90×108m3，成為中國最大的整裝單體碳酸鹽巖氣藏；震旦系燈四段氣藏已完鉆開發井鉆井成功率100.0%，平均單井測試無阻流量超過120×104m3/d，百萬方氣井由勘探階段的11.8%提高到開發階段的58.8%。

2 深層縫洞型儲層地震預測技術

2.1 基本特征與研究思路

塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖分布廣泛，油氣資源豐富，是“黑油”儲量、產量主力領域。儲層類型主要有潛山巖溶型縫洞儲層和斷溶型縫洞儲層，儲層受后期溶蝕改造表現為非規則縫洞體特征，平均埋藏深度達到6 500 m，目前塔河南主力產能建設區的埋藏深度達到7 500 m。地表露頭表現為沿斷裂-裂縫溶蝕的孔洞(圖5a)，FMI成像測井溶蝕孔洞輪廓清晰(圖5b)，地震響應呈現“串珠狀”形狀反射特征(圖5c)。儲集層空間以肉眼可見的溶蝕孔、洞和縫為主，造成儲層發育范圍廣，非均質性極強，優質儲層僅在局部出現，且內部結構復雜而多變，難以有效預測。地震研究主要面臨4方面難題：超深縫洞型碳酸鹽巖采集觀測難、縫洞體地震高精度準確成像難、裂縫預測與斷溶體儲層地質規模描述難、碳酸鹽巖斷溶體油氣藏流體分布描述難。

圖5 塔里木盆地古生界縫洞型碳酸鹽巖儲層地質和地震特點Fig.5 Geological and seismic characteristics of the Paleozoic fractured-vuggy carbonate reservoirs in the Tarim Basina.巖溶縫洞體野外地質露頭；b.地下目的層FMI成像測井結果，其中暗斑為孔洞；c.巖溶縫洞體典型地震剖面

針對上述難點，以超深縫洞型海相碳酸鹽巖地震三維地震探測、碳酸鹽巖縫洞型體深度域處理成像，以及非均質巖溶斷溶體儲層量化描述為導向，依托“兩寬一高”三維地震配套技術系列，推動了超深復雜碳酸鹽巖油氣藏的規模效益開發，解決了碳酸鹽巖儲層上產增儲世界級難題[13-16]。①在采集方面，通過高精度寬方位或全方位三維采集獲取超深層地層有效反射信號，強化采集觀測參數的優化，提升有尺度縫洞體和斷裂破碎帶分辨能力，優化有效激發與接收參數，提升激發能量、采用寬頻接收；②在處理方面，以提升地震資料對構造、斷裂、儲層的成像精度為核心(圖6a)，強化偏移速度場的建立，采用多井VSP資料與火成巖地震相約束的方法聯合優化偏移速度，提升斷裂破碎帶成像效果，采用Q體偏移方法完成深部地層地震波能量的補償；③在解釋方面，以精細描述斷溶體油藏單元主要參數為目標(圖6b)強化針對目標的解釋性處理方法，提升地質異常體的分辨能力，強化針對非規則油藏形態等主要參數的描述方法，分不同尺度分別描述。

圖6 塔里木盆地古生界縫洞型碳酸鹽巖儲層地震資料處理(a)與解釋(b)流程要點Fig.6 Workflows of seismic processing (a) and interpretation (b) of the Paleozoic fractured-vuggy carbonate reservoirs in the Tarim Basin

研究成果有力促進了臺盆區此類油藏的油氣規模發現和效益開發。

2.2 大沙漠區“兩寬一高”地震采集

在塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖開發模式由“粗放式”向“精細化”轉變過程中，“兩寬一高”(寬頻帶、寬方位和高密度)三維地震技術發揮了重要作用。通過在塔里木盆地腹地沙漠區開展“兩寬一高”三維地震技術攻關，并實施“寬方位+高密度”三維地震采集，發展形成了面向縫洞儲層的三維觀測系統量化設計技術、基于表層特點的激發與接收技術和野外采集實時量化質量監控技術等采集技術系列，由多窄方位三維地震技術、大面積三維地震技術發展為寬方位較高密度三維地震采集技術，大幅度提高了地震資料品質[17-18]。特別在某些區塊開展了全方位三維地震采集攻關，面元由以往的25 m×25 m縮小到15 m×15 m，覆蓋次數從72次提升至448次，觀測方位(橫縱比)從0.3擴大到1.0，炮道密度每平方公里從110 000炮檢對躍升至2 150 000炮檢對，檢波器的應用也由常規模擬檢波器到寬頻數字檢波器，在超深層碳酸鹽巖領域獲取到高品質的地震資料，對辨識縫洞體特征及其集合體系的組合結構關系有明顯改善，特別對較小縫洞地質體的刻畫，表現出對部分縫洞體的識別“從無到有、從小到大、從弱到強”的特點(圖7)，為碳酸鹽巖高產穩產井的部署提供了高精度地震資料。

圖7 塔里木盆中古8井區“兩寬一高”三維地震與常規三維地震處理成果剖面對比Fig.7 Comparison of 2W1H and conventional 3D seismic processing results in drilling sector Zhonggu 8,Tarim Basina.“兩寬一高”三維地震剖面，1串2個寬頻數字檢波器接收，剖面上巖溶縫洞體“串珠”特征清晰；b.常規三維區地震剖面， 2串30個模擬檢波器接收

2.3 寬方位數據OVT域深度偏移處理

塔里木盆地碳酸鹽巖縫洞體成像的關鍵是繞射點收斂與保幅，先后經歷了疊前時間偏移、各向同性疊前深度偏移、VTI各向異性疊前深度偏移、TTI各向異性疊前深度偏移以及OVT域深度偏移處理技術，基于雙基準面的擬真地表深度偏移、擬真地表Q偏移和基于VSP測井的地震地質導向技術等，使得斷溶型儲層準確成像和歸位。

特別是OVT域深度偏移處理技術發展與應用，在提高小尺度縫洞的成像精度以及提高資料保幅性方面起到了重要作用，應用效果明顯。OVT是十字排列道集的自然延伸，是十字排列道集內的一個數據子集。在一個十字排列中按炮線距和檢波線距等距離劃分得到許多小矩形，則每一個矩形就是一個OVT炮檢距向量片。OVT域深度偏移處理時，為了保留其方位信息，采用逐一OVT片偏移的方式最終實現全工區OVT域偏移成像。然后，利用OVT偏移保留的方位信息分選出OVT螺旋道集。OVT螺旋道集具有方位角信息和炮檢距信息，數據中隱含著各向異性信息，更有利于開展裂縫描述、縫洞體特征描述和油氣檢測，以及支撐地質驅動下的解釋性目標處理。例如，應用方位時差校正及方位優化疊加數據可更加真實的反映出細微地質特征，消除方位走時差的疊加資料的局部成像有明顯改善(圖8)，不同級別斷裂特征清楚可辨，斷裂間交切關系更清楚。

圖8 塔里木盆地北部某區基于新老深度偏移數據的縫洞單元平面預測結果對比Fig.8 Comparison of plane prediction of fractured-vuggy units based on new and old depth migration data in one area of northern Tarim Basina.基于OVT域深度偏移數據的一間房組相干屬性；b.基于RTM處理數據的一間房組相干屬性

近幾年，OVT域處理與配套解釋技術在提高奧陶系斷溶型儲層的成像精度及深化儲層發育規律再認識方面有非常突出的作用，為縫洞體描述和井位部署奠定了堅實的基礎。

2.4 碳酸鹽巖斷溶體油藏描述

塔里木盆地奧陶系碳酸鹽巖縫洞儲層分布受走滑斷裂體系控制明顯。斷裂帶通常具有由斷層核和破碎帶組成的復雜三維空間結構，造成地下流體的輸導與封堵特征遠比一維或二維的地質模型復雜，針對斷裂帶的研究一直是自然科學研究與工程應用研究的熱點與難點。因此，應用地震資料并結合相關地質理論合理地描述斷溶體儲層的形態對開發方案決策有非常重要的作用。圍繞描述清楚斷溶體油藏的頂面構造形態、儲層有效厚度和滲流特點等，先后發展了各向異性裂縫預測技術、非線性概率神經網絡反演技術和分方位油氣檢測技術等，并集成形成了縫洞型油藏量化描述配套技術[19-21]。

提取時間域地震子波，通過與鉆井資料估算的反射系數進行褶積，獲取合成地震記錄，再利用鉆井速度進行時深轉換，并與深度域地震資料進行互相關，完成深度域地震資料的精細標定。在此基礎上，一方面開展走滑斷裂體系不同發育階段的特征分析，建立適合塔里木盆地臺盆區走滑斷裂的解釋模式，并分析不同模式的差異及優劣；另一方面通過對地震資料實施針對性的疊前-疊后“串聯式”解釋性處理，即針對地質目標開展疊前道集近、中和遠炮檢距的分析與限炮檢距疊加，進行地層構造傾角、方位角描述及導向濾波，再進行微儲層和微裂縫預測等一串并聯在一起的技術操作，進一步提升基于地震數據描述斷裂的可靠性。再者，通過基于地震相約束的反演技術，解決良里塔格組高伽瑪沉積相帶低阻抗“假儲層”問題，提升斷溶體儲層有效性描述成果精度。最后應用流體相態參數和流體壓力等動態數據驅動非規則縫洞儲層滲流參數校正，半定量分析縫洞儲層內流體的波及范圍，標定出不同斷裂帶內各斷溶體單元的連通性能參數，進一步指導非規則斷溶體儲層的定量解釋。

圖9和圖10為塔里木盆地塔北地區一個動靜態資料聯合分析描述斷溶體油藏的實例。圖9為地震資料連通性分析結果，其中圖9a為疊前各向異性裂縫預測結果，圖9b不疊前深度偏移地震數據過井剖面。結合動態數據，研究認為G1井與G2井為連通單元，G3井為另一個獨立單元。圖10a1—a4為多井生產動態資料相同時間段井間干擾對比分析圖，其中圖10a1所示第1條紅線為G2井鉆至儲層的時間點，此時G1井產液量斷崖式下降，說明單元地層壓力快速釋放，依此劃分出管流單元(不符合達西定律)，G1井和G2井為一個連通單元；第2條藍虛線為G3井試油放噴的時間點，之后時間段內G1井和G2井的單元在生產機制沒有改變的情況下產液走勢基本穩定，而G3井投產時未對G1井單元產生明顯干擾(圖10a2)，進一步確定G3井儲層相對孤立。從G3井的井壓力恢復雙對數曲線(圖10a3)特征分析，其典線特征反映地層能量恢復呈現一定趨勢，屬于滲流單元，能量通過周邊儲集體補充。結合靜態資料，G3井能量的補充為東南方向儲集體通過優勢裂縫提供，而G1井高且穩定的單位壓降累產油量曲線走勢(圖10a4)，應該與G2井連通相關。通過動、靜態資料聯合油藏建模結果可知，G1井孔隙有利通道指向G2井，而G3井的孔隙有利通道指向南北方向的儲集體(圖10b1，b2)。最終，修正得出管流單元和滲流單元，為井位部署中靶點的確定及鉆井軌跡工程設計提供重要參考依據。

圖10 塔里木盆地某區基于多井生產動態資料分析的斷溶體連通性綜合分析與油藏建模Fig.10 Comprehensive analysis of fault karst connectivity and reservoir modeling based on multi-well production performance analysisa1. G1井與G2井油壓曲線對比；a2. G1井與G3井日油量曲線對比；a3. G3井雨壓力恢復曲線；a4. G1井單位壓降累計產油量；b1.儲層頂面構造形態立體可視化圖；b2. G1井周非均質油藏模型立體可視化圖

近幾年，縫洞型碳酸鹽巖儲層地震預測技術的發展與沉淀，使得塔里木盆地連年取得新發現，先后在一間房組、良里塔格組和鷹山組1-2段獲得高產油氣流，地層埋藏深度突破7 600 m。近期，根據新的地震資料在哈拉哈塘地區、塔中某區部署的9口側鉆井、75口開發井均鉆遇有利儲層，大大提高了直接中靶率和鉆井成功率，分別達到94.6%和89%，特別是哈拉哈塘地區塔河南岸的各區塊，自2018年以來，塔河南岸完鉆開發評價井34口，成功率100%，28口井試油獲得百噸產量，高產井比例由2017年的39%升至88%。

3 結論

1) 地震采集、處理和解釋一體化研究是解決深層碳酸鹽巖儲層精細預測的核心。在此前提下，根據碳酸鹽巖儲層的類型、地表條件、地下復雜程度以及所要完成的地質目標，采用有針對性的研究思路和地震配套技術，是提高開發井鉆井成功率最有效的手段。在四川盆地按照沉積型儲層研究思路，采用全流程井控保幅寬頻處理大幅度提高了深層地震資料分辨率與成像精度，以層序地層格架與有利相帶為約束，通過相控波阻抗反演與彈性阻抗反演，實現了礁灘體儲層定量預測和氣層有效識別。在塔里木盆地，按照后生改造型儲層研究思路，緊密圍繞巖溶縫洞體成像與精細雕刻等環節，通過開展“兩寬一高”地震采集、OVT域疊前深度處理以及動靜態結合的油氣藏精細描述等配套技術，逐步實現了巖溶縫洞單元定量化預測。

2) 近十年來中國深層海相碳酸鹽巖油氣儲層預測技術取得了長足的進步，并且有效支撐了油氣田的高效生產。但是面對不斷提高的油氣藏開發服務需求，以及越來越復雜的地面地下地質條件，仍然有大量的基礎性研究與關鍵技術需要持續攻關。高精度-寬方位三維地震采集與處理技術、碳酸鹽巖儲層巖石物理分析技術、三維地震波場正演模擬技術、非線性地震屬性分析與地震反演技術以及流體性質識別技術仍將是未來一段時間內該領域的研究熱點。