常规油气资源的开发难度与日俱增，成本也在不断攀升，但对油气资源的需求却日渐增长，这为非常规能源的勘探开发提供了有利条件。煤层气作为中国能源主要构成-煤的伴生能源，逐渐走近人们的视野，受到越来越多的关注，成为新能源开发的一个重要的突破口[1-3]。我国深部煤层气资源丰富、潜力巨大，但目前勘探开发研究薄弱，地质理论的发展，物探、测井等精度的日益提高也为薄煤层、复杂物性、强非均质性的深部煤层气的勘探提供了新途径[4-6]。

识别储层及流体体现在突出储层、流体与围岩、干层间的异常。在反演过程中加入地震相的控制作用，将构造和岩性在纵向、横向上随机变化特征引入反演计算，提高反演结果分辨率。地震相对于反演的影响主要体现在低频模型的建立和迭代过程的控制[7-8]。KEMPER和GUNNING在同步反演中对不同的地震相赋予不同的初值，提高反演结果可靠性[9]。GAMBUS和VERDIN研究并发现，反演结果与低频分量不需要进行叠加的前提是，波阻抗的空间展布是由随机模拟中利用测井资料和地质条件控制的[10]。HANSEN等将地质统计学与线性反演相结合，利用协方差矩阵和序贯高斯模拟方法在高斯域中对概率密度函数进行抽样，取得了反演问题的解[11]。上述学者虽然能够对薄层准确预测，但是反演结果对地质特征的符合程度不是很好。ALEKSEEV认为想要获得较高分辨率的反演结果，就要采用地震相控下的联合反演[12];黄捍东等借助于该思想，在地震相约束下进行高精度叠后反演，取得了创新性的成果，在实际生产中获得很好的效果[13-15]。

笔者利用地震相控反演开展沁水盆地榆社—武乡区块煤层厚度空间展布、煤层气甜点区的精细预测，综合分析沉积相、煤体发育厚度及规模、物性参数特征、构造、成藏条件等，在研究区北部和中部划分出2个煤层气甜点区，为后续的煤层气勘探开发提供有力依据。

1 区域地质背景

沁水盆地先后经历了海西期、印支期、燕山期和喜马拉雅期4个期次的构造运动，几个期次的构造运动均对该区产生了显著的影响。盆地基本面貌为宽缓复式向斜。沁水盆地与山西北部的大同—静乐凹陷带组成一个雁行排列的巨型复式向斜带(中央坳陷带)，夹持于吕梁山与太行山两隆起带之间[16-18]。研究区榆社—武乡区块地质构造比较简单，低缓平行褶皱发育普遍，以线形构造为主，且大多数为典型的长轴线性褶皱，但褶皱的幅度、面积一般均较小。区块因多期构造应力叠加作用，形成挤压变形与伸展拉张变形共存的格局。区内褶皱、断层发育，共发育有向背斜14个，断层29条(图1)。

研究区内煤系储层的研究及勘探程度都比较低，仅依据区块东部浅层的煤田地质探井成果及邻区的煤层气地质成果进行了初步了解，未开展过深部煤层气勘探工作。目前，对区内深部煤层气的成藏基本地质条件、含气性掌握不足，煤层气勘探开发有利区难以划分，亟待解决。

2 地震相控反演

地震相是沉积相在地震剖面上的反映,沉积相变化在地震相上的直接反映就是使地震波的波形特征发生改变[19]。为了使反演能够更加准确地反映地下的沉积特征，需在地震数据体中引入地震相界面，将目标地层分成具有不同沉积特征的沉积单元。地震相控制下，每个沉积单元的岩性、厚度不同，其对应的速度、波阻抗等储层参数的变化范围也是不同的，即低频背景不同。另外，反演是在每个沉积单元内独立进行的。因此，地震相(沉积相)对反演的控制作用主要表现在两个方面:一是根据低频背景约束地震道外推反演中每个采样点的初值范围，给每个样点赋初值；二是控制时窗的大小[20]。

考虑到储层非均质性及随机性，基于多项式相位时间拟合进行相控外推建立道间相位函数关系。在相界面控制时窗范围内从井出发，将先验模型参数向量或井旁道反演参数向量沿拟合相位变化方向外推，参与下一地震道的约束反演[21]。

设N为给定的正整数，给定数一系列值f(-N),f(-N+1),…,f(N)，则可用一个2N多项式拟合数据f(x)，有

f(x)=c0p0(x)+c1p1(x)+…+cnpn(x)

(1)

这里每个pi (x)(i=0,1,2,…,n)为x的i次多项式，且满足:

(2)

其中，pk(x)与pm(x)(k≠m)正交。由p0(x)=1可以递推出全部的pi (x)(i>0)。一般情况下，对地震信号来说，用三次以下的多项式拟合即可。由式(2)可得

(3)

有一般形式:

(4)

基于非线性最优化理论，建立反演目标函数:

f(z)=‖s-d‖→min

(5)

式中，z为待反演参数，包括纵横波速度及密度;s为模型响应;d为实际地震记录。

利用泰勒级数将式(5)在给定的模型初始值 附近展开得

(6)

式中，Δf(z0)=f(z0+Δz0)-f(z0)，Δz0为修正量;G(z0)称为f(z0)在z0的梯度;H(z0)称为f(z0)在z0的海色矩阵，为对称正定矩阵;其中矩阵G(z0)和H(z0)的每个元素分别为

(7)

(8)

令式(8)对Δz0的一阶导数为0，则式(8)可简化为

Δz0=-H-g(z0)G(z0)

(9)

式中，H-g为矩阵H的广义逆。

为保持反演解的稳定性，将模型参数和噪音作为约束条件加入到式(9)的运算中，于是地震道的反演可归结为求

(10)

z=z0+Δz

(11)

式中,Cn为噪音的协方差矩阵;Cz为模型的协方差矩阵。

梯度向量和海色矩阵的计算:

(12)

G=2(W*R-D)T·W*

(13)

式中，n为采样点数;m为地层数。

(14)

(15)

实际应用中，先根据井的叠前地震资料及地震相划分结果建立一个弹性波阻抗模型，然后利用井的弹性阻抗和井旁地震道求出控制参数，逐道反演。在精确求取弹性参数基础上，基于弹性参数与物性参数岩石物理关系，获得煤层气识别敏感因子。

3 深部煤系储层甜点区预测

3.1 重点含煤层系储层特征

基于晚古生代华北地区陆表海沉积充填和构造演化背景，通过对露头、钻井资料、测井数据识别及综合分析，依据岩石组合类型、沉积旋回、古生物资料及演化序列，结合前人的研究成果，榆社—武乡区块晚古生代主要可以划分为陆相、海陆过渡相及海相3个沉积体系组，包括河流沉积体系、湖泊沉积体系、三角洲沉积体系、障壁海岸沉积体系以及碳酸盐台地沉积体系共6种沉积体系。

研究区块内煤层共20层，含煤地层总厚193 m，煤层总厚9.34 m，含煤系数4.8%。其中研究区发育的15号煤层和3号煤层由于其沉积厚度大，结构简单，稳定分布，为区块内主要可采煤层，同时也是煤层气主力勘探层，两套主力煤层的基本特征见表1。3号煤和15号煤微孔(<2 nm)不发育，而中大孔相对发育，中大孔为煤层气孔隙的主力孔隙，为煤层气的富集提供了有利的物性条件。

自晚石炭世以来，在构造控制下研究区煤系烃源岩经历了5个埋藏阶段，2个生烃阶段。综合盆地埋藏史、热史等分析(图2)，距今100～150 Ma为主生烃期。从构造发育史和保存时期看，在侏罗纪沉积前本区圈闭已经形成，因此保存条件良好。结合成藏动力学过程，可知三叠纪末地层埋深最大，有机质达到生烃门限，开始生烃，但由于有机质成熟度不高，生烃量有限，且后期遭到地壳抬升等构造运动破坏，未能大规模成藏;研究区在早白垩世发生岩浆热活动，使得有机质成熟度进一步增大，开始二次生烃，由于各成藏要素具备，匹配良好，开始形成较大规模气藏。

表1 煤储层基本特征对比分析 Table 1 Comparison of basic characteristics of coal reservoir

试井分析结果显示:3号煤层的储层压力为11.67 MPa，测试深度为1 297.84 m，压力梯度为0.89 MPa/hm;3号煤上部为原生构造煤，下部发育部分碎裂煤，渗透率为5.856 1×10-15m2，有利于煤层气的运移;破裂压力较低为17.72 MPa。15号煤层的储层压力为12.73 MPa，测试深度为1 412.9 m，压力梯度为0.9 MPa/hm;渗透率为1.33×10-17m2，渗透性相对3号煤层要差;破裂压力较高,为27.86 MPa(表2)。但目前工区有参数井较少，有待新钻井资料分析对比，提高数据可靠性。

3.2 沉积相约束界面划分

通过对研究区层序界面与海泛面(湖泛面)等关键层序界面的识别分析，建立研究区晚古生代本溪期—上石盒子期层序地层格架。研究区共识别出7个关键层序界面，将上古生界本溪组—上石盒子组地层划分为6个沉积层序:层序1(SQ1):底界面为奥陶系顶部风化面，为一区域性的平行不整合面，顶界面为15煤底面(图3)。层序2(SQ2):底界面为15煤底面，顶界面为山西组北岔沟砂岩底界。层序3(SQ3):层序底界为山西组北岔沟砂岩底，顶界为骆驼脖砂岩底，区域上相当于山西组地层。层序4(SQ4):底界面为下石盒子组下段底部骆驼脖砂岩底界，顶界面为上石盒子组K10砂岩底界，对应整个下石盒子组地层。层序5(SQ5):底界面为上石盒子组底部K10砂岩底界，顶界面为上石盒子中段底界粗中砂岩之底，该层序对应上石盒子组下段地层，整体上为三角洲前缘沉积环境。层序6(SQ6):对应上石盒子中上段地层，底界为上石盒子组中段底部砂岩之底，顶界为石千峰组顶部砂岩之底。该层序内部可识别出三角洲前缘、浅湖、曲流河等几大沉积相类型。

表2 3号煤层和15号煤层试井分析
Table 2 Well test analysis of No.3 and 15 coal seam

综合分析沉积层序及地震波场的反射特征，在全区目的层选取3个关键层序界面约束地震反演，约束层位选取如图4所示，下石盒子组顶K10、山西组底T3和太原组底T15共3个层序界面。其中，T3为3号煤的反射波，T15为15号煤的反射波。

3.3 重点煤层气储层“甜点区”预测

基于研究区已有测井数据分析目的储层各岩性及流体的岩石物理参数特征统计分析结果(图5)，分析图5(a)可知，煤层为低速、低密度，砂泥岩为中高速、中高密度，石灰岩为高速、高密度。煤层速度为1 500～3 000 m/s，泥岩速度在3 000～4 200 m/s，砂岩及灰岩速度更高，煤与泥岩的速度存在一定程度的重叠，煤层密度在1.25～2.10 g/cm3，泥岩及砂岩密度普遍大于2 g/cm3通过速度和密度参数的交互分析能够很好的区分煤层及其围岩。

图5(b)为研究区含气煤层、含气砂岩和含气页岩自然伽马-拉梅系数乘密度交会图。可知含气煤层为低拉梅系数乘密度，含气砂岩为高拉梅系数乘密度，含气页岩处于两者之间。拉梅系数乘密度对煤层气和砂岩、页岩气的区分度较高。

图6为过井ZK07-1井测线的纵波、横波和密度反演剖面，由图6可知，煤层(蓝色)特征为低速、低密度，可以看出三参数反演结果具有较高的分辨率，反演剖面自然清晰，通过纵波速度及密度参数可以刻画出煤层的分布特征。同时三参数反演结果具有较好的一致性，这为流体敏感参数计算提供了较高保真度的基础数据，提高了煤层气甜点预测的可靠性。

图7为基于岩石物理关系计算的煤层气识别敏感参数(拉梅系数与密度乘积)结果，对应于图7(a)，(b)的纵波速度及密度反演剖面同一位置，可以观察到低拉梅参数乘密度值的含气现象。15号煤对应的值更低，整体含气特征很明显，含气性较稳定，15号煤含气性明显好于3号煤，且井上3号煤含气特征不明显，这与井的气测结果相吻合，说明本文提出方法能较好的预测煤层气分布。同时在3号煤和15号煤之间，可以看到不同程度的页岩气的存在。

本研究在沉积相、煤体发育厚度及规模、物性参数特征、构造、成藏条件的基础上，划分煤层气甜点区。储层厚度是进行“甜点”区预测和设计井位部署的重要依据，储层在平面上展布的范围、规模大小等为进一步勘探开发提供了参考，为此利用高分辨率的地震反演结果，得到研究区重点煤层气储层厚度分布特征，在煤层厚度得到保证的基础上，进一步圈定煤层气富集区，同时参考沉积相、构造特征及成藏条件，最终划分煤层气甜点区(黑色虚线圈)(图8)。中部有利区位于D6～D8线之间，在构造斜坡区的有利位置，高产条件优越;储层厚度大，在7～10 m;储层孔隙度较大;气层特征明显。北部有利区位于D3～D5线的中部，处于ZK03-2井附近，在背斜向斜相间的褶皱区;储层厚度分布在3～9 m;孔隙度条件较好;气层厚度大，分布在3～7 m。

4 结 论

(1)深部煤层厚度薄，展布特征多样，储层预测难度大，利用地震相与沉积相的映射关系，综合地震资料及测井资料进行相转化，划分出层序界面，建立具有宏观地质意义的相控模型，有效约束反演过程，反演结果分辨率高，保真度好，能够有效预测煤层及流体分布特征。

(2)结合储层岩性、物性分析，成藏条件及沉积相划分和地震相控反演结果，在榆社-武乡研究区煤系储层划分2个煤层气“甜点区”，对于指导该地区煤层气富集区勘探开发有较好的借鉴意义。

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