川東北元壩地區須家河組三段基于相控的相對優質儲層預測

黃彥慶，劉忠群，林 恬，肖開華，王 愛，薛明喜，霍志周

(中國石化 石油勘探開發研究院，北京 100083)

川東北元壩地區須家河組已提交規模巨大的三級儲量，主要分布在須家河組二段和三段；探明儲量極少。須家河組試采效果差，多數井遞減快，僅須三段氣藏的兩口井初產高、遞減慢，具有一定效果。致密砂巖氣藏穩產的關鍵因素是相對優質儲層[1-5]，明確其發育的有利區是須三段氣藏有效開發的關鍵因素之一。

元壩區塊位于四川盆地東北部的川北低緩構造帶[6](圖1a)，須三段沉積時期受多物源控制，其西部沉積物來源于西北方向的龍門山北段，母巖以碳酸鹽巖為主，中東部來源于東北方向的古大巴山[7](圖1b)；元壩西部須三段從西北向東南呈楔形體分布，厚度變化大，西北部厚達325 m，東南減薄為117 m。須三段劃分為Tx3(1)-Tx3(5)5個砂組。地震上追蹤了Tx3頂、Tx3(2)底、Tx3(3)底和Tx3底4套層位，提取Tx3(1)砂組地震屬性時，缺少其底層位；由于地層厚度變化大，應用相鄰層位等時漂移的方法不能產生與實際相符的Tx3(1)底地震層位。同時，由于相變快[8-11]，泥巖、砂巖和礫巖互層，導致研究區內Tx3(3)底等界面處巖性組合及其地震響應特征復雜。在提取各砂組的地震屬性時，需采用不同方法確定時窗，才能獲得符合地下實際情況的砂礫巖預測結果。此外，由于元壩西部須三段碳酸鹽巖巖屑含量高，其中的砂礫巖方解石膠結嚴重，物性差，巖心分析孔隙度平均值僅為1.92%，在超致密的地層中尋找相對優質儲層難度大。

圖1 川東北元壩區塊位置(a)與須三段沉積時期物源方向(b)(據文獻[6]和[7]有修改)

本研究在單井沉積微相研究、巖性解釋以及高精度合成記錄制作的基礎上，分析Tx3頂、Tx3(2)底、Tx3(3)底和Tx3底界面處的巖性組合及其地震響應特征，針對各界面的特征確定相應的開時窗方法，進而提取了多種地震屬性。通過井點位置砂礫巖厚度和各種地震屬性的相關性分析，明確敏感屬性，準確地預測了砂礫巖的分布。然后對取心井段開展了巖石相劃分，結合物性分析資料，明確了塊狀中-粗粒鈣屑砂巖和砂質細礫巖兩類有利巖石相，建立其測井識別標準，結合其控制因素，明確了相對優質儲層的分布，為元壩須三段氣藏的井位部署和有效開發提供了依據，也為致密砂巖的優質儲層預測提供了新的思路。

1 單井沉積-砂體特征

1.1 沉積微相類型

結合前人認識，通過研究區取心井段沉積微相研究，須三段為辮狀河三角洲沉積[12-15]，主要發育三角洲平原亞相的辮狀河道和泛濫平原(分流間洼地)微相，局部發育決口扇，及三角洲前緣亞相的水下分流河道和分流間灣微相，局部為河口壩和席狀砂；在總結每種沉積微相的測井曲線特征的基礎上，完成了單井沉積微相劃分。從須三段沉積微相對比剖面(垂直物源方向)看，相變快，部分地區各砂組下部以河道砂礫巖為主，向上過渡為分流間灣或泛濫平原泥巖；部分地區河道砂礫巖局部發育，或基本泥巖為主，這就造成了須三段各砂組底界面附近復雜的巖性接觸關系(圖2)。

圖2 川東北元壩地區北東向沉積微相連井對比剖面(剖面位置見圖1)

1.2 復雜巖性逐級識別

須三段巖性多樣，考慮粒度和成分，可細分為17種類型。通過分析不同巖性測井響應特征，考慮測井識別精度及研究的需要，合并為8類巖性。結合巖心薄片，應用GR，CNL，AC，DEN和RD曲線，以交會圖為基礎建立了巖性逐級識別方法，首先完成了煤、泥巖、砂巖和礫巖等大類的識別；然后完成了礫巖中含砂礫巖和砂質礫巖，以及砂巖中含炭屑砂巖、中-粗粒鈣屑砂巖、細粒鈣屑砂巖、鈣屑粉砂巖和巖屑砂巖小類的進一步識別。

2 基于沉積背景的砂礫巖體預測

2.1 須三段關鍵界面特征

在鉆井合成記錄制作基礎上，綜合沉積微相、巖屑錄井和巖性解釋結果，對Tx3頂、Tx3(2)底、Tx3(3)底和Tx3底4套地震層位對應井分層處的巖性組合進行了統計，并分析界面處地震響應特征。

須三段頂界面處巖性組合簡單，界面之上為須四段底部的礫巖或含礫粗砂巖，表現為高阻抗，之下為須三段頂部的泥巖或粉砂巖，為低阻抗，地震上表現為一套連續性較好的中-強波谷，Tx3(2)底界面處特征與之相似，不再贅述。

Tx3(3)砂組底附近發育4種巖性組合。① 工區西北部：界面之上為砂礫巖，之下為泥巖，地震上表現為連續的中-強波谷。② 東南部：界面之上為泥巖，之下為砂巖，地震上表現為連續的中-強波峰，此波峰為Tx3(4)砂組上部砂巖的響應(圖3a，b)。③ YL25井附近：界面上、下均為泥巖，地震上對應不連續波谷-波峰轉換處。④ YB1井附近：界面之上為砂礫巖，之下為薄層泥巖與砂巖，地震上對應不連續弱波峰-波谷轉換處。通過分析，明確了地震層位處波峰或波谷的地質含義，為提取地震屬性時如何確定時窗奠定了基礎。

圖3 川東北元壩地區YB223井Tx3(3)底界面特征

須三段底界面處主要發育2種巖性組合。① 西北部：界面之上為分流間灣泥巖，之下為水下分流河道砂巖，地震上表現為連續的中-強波峰，此波峰為須二段上部砂巖的響應。② 東南部：界面之上為水下分流河道砂巖，之下為濱淺湖相泥巖；地震上表現為連續的中-強波谷。所以在提取Tx3(5)砂組地震屬性時需分西北和東南兩個區分別確定時窗。

2.2 提取屬性時合理時窗的確定方法

考慮界面處巖性組合的差異，提取須三段各砂組地震屬性時，采用多種方法確定時窗。

1)須三段頂和Tx3(2)砂組底

兩套地震層位均表現為較連續的中-強波谷，依據合成記錄，統計工區內48口井地震層位與井分層的時間差異，將兩套地震層位分別上下漂移相應的時間，從而確定提取相關砂組地震屬性的時窗。

2)Tx3(3)砂組底和須三段底

Tx3(3)砂組底地震層位在研究區東南對應波峰，其為Tx3(4)砂組砂巖的響應，在提取Tx3(3)砂組波峰類屬性時，需消除其影響。本研究在該區域應用波峰自動掃描技術，將該區域Tx3(3)砂組底層位調整到此波峰之上。而西北區對應波谷，根據井震分層差異，將原層位上移5 ms形成一個新層位，將東南區和西北區的新層位組合作為提取Tx3(3)砂組地震屬性的底界面(圖4)。在提取Tx3(5)砂組屬性時，須三段底采用與Tx3(3)砂組底相似的方法。

圖4 川東北元壩地區Tx3(3)砂組底(綠色)和提取屬性所用層位(紅色)

3)Tx3(1)砂組底

統計研究區鉆井鉆遇Tx3(1)砂組厚度占Tx3(1)和Tx3(2)砂組累計厚度的比值，利用Tx3頂和Tx3(2)砂組底2套層位，依據比值形成Tx3(1)底層位，與井分層對比后，一致性較好，保證準確提取Tx3(1)和Tx3(2)砂組的地震屬性。

2.3 砂礫巖預測及其分布

在確定了須三段各砂組合理時窗基礎上，提取了波峰平均值、波峰最大值、波峰總能量、均方根振幅、平均能量、平均瞬時頻率、瞬時相位及波谷類地震屬性，并開展波阻抗反演；其中波峰總能量屬性連續性最好，能夠較好地刻畫分流河道展布(圖5a—c)。通過分析單井鉆遇砂礫巖厚度與地震屬性的相關性，波峰總能量相關性最好，能較好地預測砂礫巖(圖6a—d)。

圖5 川東北元壩地區Tx3(3)砂組地震屬性

圖6 川東北元壩地區井點位置砂礫巖厚度與地震屬性交會圖

以井點砂礫巖厚度為基礎，結合波峰總能量屬性，通過克里金插值，編制須三段各砂組砂礫巖(砂巖和礫巖)厚度圖(圖7a，b)。從圖上看，砂礫巖呈NW-SE向條帶狀分布，向東南減薄；過YL702-YL12-YB6-YL22-YL6-YB101-YB1井區的條帶上砂礫巖各砂組均發育，過YL701-YL7-YL26井區的條帶上砂礫巖也較發育。

圖7 川東北元壩地區須三段Tx3(2)-Tx3(3)砂組砂礫巖展布

3 基于巖石相的優質儲層預測

元壩地區須三段砂礫巖孔隙度為0.60%～5.25%，滲透率為(0.002～44.600)×10-3μm2，砂礫巖段中僅部分層段為有效儲層，有待進一步細分巖石單元。而巖石相是指具有相同沉積構造和巖性、反映特定水動力條件的基本成因單元。Miall[16-18]倡導的巖石相劃分方法，用巖石相編碼將巖石的沉積構造和巖性統一起來，為沉積相研究提供了方便。巖石相分析是沉積砂體建筑結構要素分析的基礎[19-25]。裘亦楠[26]提出，巖石相與儲集物性關系密切，致密砂巖雖經歷了復雜的成巖作用，但是成巖作用是在沉積作用形成的巖石結構和礦物成分基礎上進行的，且在一定的區域和一定層段內具有普遍影響的共性。通過成巖作用改造的儲集物性，仍然可以與沉積結構建立較好的關系。中國大量的儲層實例都已證明了這一點[27-31]。基于此認識，本研究利用巖石相開展有效儲層預測，在須三段13口取心井巖心觀察的基礎上，劃分了取心段的巖石相，須三段共發育10種巖石相類型。

3.1 有利巖石相類型

結合巖心物性分析數據，統計不同巖石相的平均孔隙度和滲透率(圖8a，b)，塊狀中-粗粒鈣屑砂巖、含炭屑細粒鈣屑砂巖和塊狀砂質細礫巖孔隙度均大于2%，達到了有效儲層標準(1)中國石油化工股份有限公司勘探南方分公司.元壩氣田須家河組三段上、中亞段氣藏新增天然氣預測儲量報告[R].重慶：中國石油化工股份有限公司勘探南方分公司,2012.，但含炭屑細粒鈣屑砂巖滲透性差，所以元壩須三段發育塊狀中-粗粒鈣屑砂巖和砂質細礫巖兩類有利巖石相(圖9a，b)。塊狀中-粗粒鈣屑砂巖的溶蝕孔較其他巖石相發育，所以儲集性好(圖9c)；而砂質細礫巖發育白云巖礫內晶間孔、礫緣縫和構造縫，所以滲透性好，且具有一定孔隙度(圖9d)。

圖8 川東北元壩地區須三段巖石相物性直方圖

圖9 川東北元壩地區須三段兩類有利巖石相典型照片和孔隙類型

3.2 有利巖石相測井標準

為了在全井段識別出塊狀中-粗粒鈣屑砂巖和砂質細礫巖，在巖心歸位基礎上，統計取心段各種巖石相的測井值，制作測井曲線交會圖(圖10a—d)，建立有利巖石相識別標準(表1)。

圖10 川東北元壩地區須三段取心段不同巖石相各種測井值交會圖

表1 川東北元壩地區須三段有利巖石相測井識別標準

應用上述標準，對元壩西部48口井塊狀中-粗粒鈣屑砂巖和細礫巖進行識別。通過對須三段試采井的產能主控因素分析，無阻流量與相對優質儲層和裂縫累計厚度呈正相關性(圖11)，高產井YL7井和YL12井兩類儲層較發育，有必要刻畫兩類巖石相的分布。

圖11 川東北元壩地區須三段測試井無阻流量與(相對優質儲層與裂縫段)厚度交會圖

3.3 有利巖石相分布

通過分析，縱向上，兩類優質儲層主要分布于辮狀河道中部和水下分流河道的中下部。平面上，靠近物源區，水動力強，以沉積中礫巖為主；靠近水下分流河道末端，水動力弱，以細砂巖為主。中-粗粒鈣屑砂巖主要分布在平原/前緣亞相界線附近遠物源區的一側，砂質細礫巖多分布在平原/前緣亞相界線附近近物源區一側。在沉積微相和砂礫巖分布的約束下，結合其控制因素，明確了各砂組兩類相對優質儲層分布。

Tx3(2)砂組中-粗粒鈣屑砂巖厚度以5～10 m為主，呈條帶狀分布，主要位于YB6—YL22—YL6—YB101井區和YB225H—YL15—YB224井區附近，受分流河道控制明顯(圖12a)，向物源區和半深湖方向均呈減薄趨勢，其他砂組具有類似的特征。而砂質細礫巖相對中-粗粒鈣屑砂巖欠發育，平均厚度為3.0～4.5 m(圖12b)。

圖12 川東北元壩地區Tx3(2)砂組有利巖石相厚度

為了驗證優質儲層預測結果的可靠性，本研究統計了須三段氣藏8口試采井的射孔段兩類有利巖石相厚度，如果構造縫發育，則適當增加射孔段上下儲層的厚度，分析其與累產氣量相關性(圖13)，優質儲層越發育，累產氣量越大。同時在預測的優質儲層較發育的井區，優選了YB6井開展老井挖潛，截至2020年12月1日，已累產氣1 102×104m3，且目前油壓14 MPa，顯示了較強的穩產能力，優質儲層的預測取得了良好的天然氣成果，為下一步井位部署和規模有效開發提供了重要依據。

圖13 川東北元壩地區須三段氣藏試采井累產氣量與有利巖石相厚度交會圖

4 結論

1)元壩地區須三段沉積微相變化快，巖性組合多樣；地層界面之上為砂礫巖，之下為泥巖時，地震上對應波谷，提取界面之上砂組地震屬性時僅需考慮井震分層差異；當界面之上為泥巖，之下為砂巖時，對應波峰，在提取界面之上砂組波峰類屬性時則要消除其影響，據此形成了多種提取地震屬性時確定時窗的方法。

2)在振幅、頻率和相位類地震屬性中，波峰總能量與井上砂礫巖厚度相關性最好，最能反映分流河道砂礫巖分布。

3)須三段各砂組砂礫巖呈NW-SE向條帶狀分布，向東南減薄，過YL702-YL12-YB6-YL22-YL6-YB101井區的條帶上砂礫巖較發育。

4)須三段發育塊狀中-粗粒鈣屑砂巖和砂質細礫巖兩類優質儲層，兩類優質儲層受分流河道控制，中-粗粒鈣屑砂巖主要分布在平原/前緣亞相界線附近遠離物源區的一側，砂質細礫巖多分布在平原/前緣亞相界線附近靠近物源區一側。