朱从军，宋金甫，谢英刚，郭清正，张 率

西北巴拉望盆地生物礁地震剖面特征与油气检测技术

朱从军1，宋金甫2，谢英刚1，郭清正1，张 率1

（1.中海油能源发展钻采工程研究院，天津塘沽 300457；2.大港油田第二采油厂，河北黄骅 061103）

南海西北巴拉望盆地在古新世控凹断层上盘古地形高处发育大量的生物礁和巨厚的泥岩，形成工区重要的储盖组合类型。通过多年的勘探开发，已发现27个生物礁油气田。从南海西北巴拉望盆地的演化以及生物礁的形成入手，对盆地内已发现的生物礁油气藏的地震响应特征进行归纳总结，为有效识别生物礁油气藏打下基础。同时，利用生物礁含油气后具有高波阻抗、低频率等特征，探索出运用稀疏脉冲反演以及地震属性设置门槛值过滤的方法，检测生物礁的含油气性，以提高生物礁油气藏的勘探成功率。

西北巴拉望盆地；生物礁；地震响应；波阻抗；门槛值；含油气性

西北巴拉望盆地位于中国南海东南部，菲律宾巴拉望岛的西北部，区块离布桑加岛最近距离约为24 km，工区内水深介于200 ～ 3 270 m。自1976年勘探开发以来[1]，共发现27个生物礁油气田，估算储量油2 000×104t、凝析油2 060× 104t、气1.3×1012m3，其中8个油气田进行了开发，包括Nido B、Martinloc、Linapacan West A、Malampaya-Camago和Galoc等。最大的油气发现为Malampaya-Camago生物礁油气田，天然气储量为1.0×1012m3，凝析油储量为1 760×104t，油457×104t。生物礁油气藏是南海西北巴拉望盆地主要油气藏的类型，占总储量的88%。

1 沉积背景

图1 生物礁地震剖面响应特征

巴拉望盆地的形成经历了两次海底扩张，第一次的NW-SE拉张(礼乐运动)导致在南海地区形成了NE向延伸的西北巴拉望盆地以及西南巴拉望盆地。在早渐新世晚期或晚渐新世早期（32 Ma），南海开始再次扩张，原位于北部陆缘的礼乐盆地及西北巴拉望盆地从华南陆块裂离出来，随着陆块向南漂移，沿其后缘的裂谷陆壳经历了被动沉降，形成了海相西北巴拉望盆地[2,3]，共沉积了尼多组、盖洛克组、帕伽撒组三套地层。

晚渐新世，主要为尼多灰岩组的下部沉积，为开阔的浅海陆棚—半深海环境，主要岩性为灰岩、泥灰岩。

早中新世，主要为尼多灰岩组的上部沉积和盖洛克组沉积，前者岩性为生物礁灰岩、泥灰岩，后者盖洛克组为碎屑浊流沉积，岩性为细到粉砂岩。石油和天然气主要聚集在尼多组上部生物礁灰岩段。

生物礁灰岩相带分布具有一定的规律性，地震和钻探证实，早中新世西北巴拉望盆地生物礁灰岩主要沿古新世控凹断层的上盘古地形高处呈带状发育。

中中新世，主要为帕伽撒组沉积，沉积环境为半深海大陆斜坡环境，岩性主要为泥页岩、泥岩、砂岩，为本区区域性的盖层。

2 地震特征

2.1外形

由于造礁生物生长速率快，其厚度比同期四周沉积物明显增厚,因而在有生物礁分布的层位上沿相邻两同相轴追踪时，厚度明显增大处则可能是生物礁分布的位置[4]（图1①）。同时生物礁在地震剖面上的形态呈丘状或透镜状凸起[5,6]，其规模大小不等，小者面积仅数平方千米，大的可达30多平方千米。

2.2边界反射

生物礁体顶面直接被中中新统的帕伽撒泥岩覆盖，泥岩和礁体之间存在明显的波阻抗差，故出现强振幅反射相位。而礁体的底部由于多与泥灰岩接触，泥灰岩的速度一般为4 000 m/s，与灰岩的波阻抗差没有顶面那么大，故底部反射界面明显比顶部反射界面弱，且连续性也变差，甚至还可能出现断续反射现象。

2.3内部反射特征

生物礁是由丰富的造礁生物及附礁生物形成的块状格架地质体[7]，不显沉积层理，但可以看到生物层理(如结壳状构造、缠绕状构造等)，故礁体内部呈杂乱反射（图1②）。但当生物礁在其生长发育过程中，伴随海水的进退而出现礁、滩互层，礁滩沉积显现出旋回性时， 也可出现层状反射结构（图1③），有时内部反射为空白区[8]（图1④）。

2.4外围反射

（1）披覆

礁体常为水下隆起，高于同沉积地层，致使紧邻礁体的上覆地层具顶薄侧厚特征[9]，在后期差异压实作用下可形成披覆。披覆现象几乎在所有礁体的外围反射中都存在，随着层位提高，披覆效应逐渐消失。

（2）上超

礁体外围的上超现象，在时间剖面上一般对称出现在礁体两侧，与盆地边缘的地层超覆较易区别，上超现象有时清楚，有时不清楚，当礁体生长发育时间较长，明显高于同沉积围岩时，两侧上超现象明显。

（3）绕射

岩性的突变点或陡坡带的边缘，都可使礁体的边界、内部基底出现绕射波。这种绕射波在一般常规处理中多难以去除，可作为识别礁体的佐证[10]。

2.5底部的下凹现象

当礁体厚度较大，礁体与围岩存在明显速度差，在礁体底部就会出现上凸或下凹现象。礁体速度大于围岩时，则底部呈上凸状；反之则呈下凹状。上凸或下凹的程度与礁体厚度及二者波阻抗差的大小成正比，在本区域，主要呈下凹状。

上述五个方面的地震反射特征并非每个礁体同时具有，有的礁体或缺少其中某个方面反射特征也是正常的，对此种现象也需作出明确的解释。

3 识别误区

在西北巴拉望盆地的生物礁油气藏勘探过程中，钻遇了一些失利井，如图2所示，这些目标区在地震剖面上具有生物礁的一些特征，如顶底界面比较清晰，具有披覆上超等特征。

通过作区域性的地层对比图，发现这些失利井的灰岩段比成功钻遇生物礁的井明显减薄；其次，通过查阅钻井资料，发现失利井的目的层岩性主要为泥岩，夹少量的粒泥灰岩（Wackstone），岩性特征符合尼多灰岩组的下部沉积，为开阔的浅海陆棚—半深海环境；同时，对地震剖面响应特征进行分析，发现这些局部构造高点地层厚度没有发生明显变化，与“生物礁地层厚度比四周沉积物明显增厚”的特征不相符。由于该地区不发育火成岩体、火山锥、岩丘[11]等特殊地质体，进而得出结论，这些失利井没有钻遇生物礁，只是钻遇了地形上的隆起或者古潜山。这对以后的生物礁勘探避免失利，提高勘探成功率具有重要意义。

4 油气检测

图2 失利井实例

西北巴拉望盆地经过两次大的构造运动，断层比较发育，对生物礁的含油气性具有一定的破坏作用。生物礁是否含有油气是勘探中面临的重大问题。通过对生物礁储层勘探成功和失败实例的分析，发现约束稀疏脉冲波阻抗反演以及瞬时频率属性能有效地预测生物礁的含油气性。

4.1约束稀疏脉冲反演

约束稀疏脉冲波阻抗反演是从反射地震资料导出的一种储层预测反演技术，它把测井和地震资料结合起来进行综合研究，充分利用了测井资料垂向分辨率高、地震资料横向分辨率高的优点，反演出的波阻抗剖面集地震资料的横向连续可追踪性、测井资料的纵向高分辨率以及地质剖面的直观性于一体，为勘探开发提供了可靠的信息[12]。

通常情况下，含油气储集层中地震波速度明显降低，这会使气顶反射系数异常高[13]，明显强于不含油气的储集体。利用这一特征，运用叠后约束稀疏脉冲波阻抗反演，对西北巴拉望盆地的Malampaya生物礁油气田进行储层反演并确定含油气储层波阻抗值域范围。具体方法如下：在反演软件（Jason）的色标设置中，设置低波阻抗段为空值，高波阻抗段为颜色明显的红色或黄色，通过调节色标，确定含油气生物礁的波阻抗值范围，通过设置门槛值，过滤低波阻抗的泥岩和不含油气的储集层，横向预测生物礁的含油气性。通过测试，当波阻抗值大于7.3×106kg/m3·m/s时，能有效地划分礁体的含油气性。

图3所示，Malampaya礁体尼多组下部灰岩和泥岩沉积的波阻抗值明显低于尼多组上覆的含油气生物礁灰岩，通过已钻井分析，下部灰岩没有见到油气显示。Malampaya礁体与邻近①、②和③号礁体的对比可以发现，②号礁体的波阻抗明显低于Malampaya与①号、③号礁体。通过钻探结果，②号礁体没有油气显示。可见，通过设置波阻抗门槛值，约束稀疏脉冲波阻抗反演能有效地识别生物礁的含油气性。

图3 生物礁约束稀疏脉冲反演剖面

图4 瞬时频率属性剖面

4.2地震属性

通过对西北巴拉望盆地含油气生物礁灰岩地震属性的提取，表现为中—低振幅、低频率、高能量半衰期、中—低弧长，中低能量的特征。通过利用Geoframe地震综合解释软件中的属性模块，运用瞬时频率（Instantaneous Frequency）属性，通过滤掉高频，显示低频地震剖面，检测生物礁灰岩的含油气性。

从图4可以看出，通过过滤高频部分，提取瞬时频率低频剖面，可以明显地分辨出生物礁灰岩的含油气性，Malampaya生物礁油气藏的瞬时频率低，②、③号礁体的低频部分较少，油气藏勘探具有较大的风险，通过钻探②号礁体，没有发现油气显示。可见，利用提取瞬时频率的低频部分剖面可以有效的分辨出生物礁及其含油气性。

5 结论

（1）西北巴拉望盆地生物礁发育，主要沿古新世控凹断层的上盘古地形高呈带状发育，其顶部覆盖较厚的泥岩，形成优质储盖组合，具有良好成藏环境。

（2）通过对已勘探发现生物礁油气藏的地震剖面特征的归纳总结，得出西北巴拉望盆地生物礁具有“上凸下凹”现象、礁体地层厚度明显增大、礁体与周缘沉积物呈超覆接触关系等特征。

（3）利用约束稀疏脉冲反演以及瞬时频率剖面设置门槛值检测生物礁的含油气性，对提高生物礁勘探成功率具有较大的实践指导意义。

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Seismic Profile Characteristics of Reefs and Hydrocarbon Detection Technology in Northwest Palawan Basin

ZHU Congjun1, SONG Jinfu2, XIE Yinggang1, GUO Qingzheng1, ZHANG Shuai1
（1.Oilfield Engineering Research Institude,CNOOC Energy Technology & Services,Tanggu Tianjin300457,China; 2. The Second Oil Production Plant of DaGang Oilfield,Huanghua Hebei061103,China）

In the hanging wall of faults which controlled the Paleocene depression in the Northwest Palawan Basin in the South China Sea, a large number of ancient terrain height reefs and thick mudstones are well developed, forming important reservoir cap combination type in the study area. Through years of exploration and development, 27 reef oil and gas fields have been discovered. In this article, the Northwest Palawan basin evolution and reef formation in this basin have been discussed, and the seismic response characteristics of reef oil and gas reservoir discovered in this basin are summarized, which lay a solid foundation for valid identification of reef reservoirs. Meanwhile, the reef reservoirs after containing oil and gas are characterized by high impedance and lowfrequency. The sparse spike inversion method and filtering method by setting threshold value of seismic attribute have been used to detect hydrocarbon bearing conditions of reefs to improve the reef reservoir exploration success rate.

Northwest Palawan Basin; reef; seismic response; impedance; threshold value; hydrocarbon bearing conditions

P631.4

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2014.03.061

1008-2336（2014）03-0061-05

2013-08-02；改回日期：2013-10-29

朱从军，男，1982年生，工程师，2004年毕业于长安大学资源学院，主要从事地球物理研究工作。

E-mail：zhucj@cnooc.com.cn。