川东北元坝地区须家河组三段基于相控的相对优质储层预测

黄彦庆，刘忠群，林 恬，肖开华，王 爱，薛明喜，霍志周

(中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083)

川东北元坝地区须家河组已提交规模巨大的三级储量，主要分布在须家河组二段和三段；探明储量极少。须家河组试采效果差，多数井递减快，仅须三段气藏的两口井初产高、递减慢，具有一定效果。致密砂岩气藏稳产的关键因素是相对优质储层[1-5]，明确其发育的有利区是须三段气藏有效开发的关键因素之一。

元坝区块位于四川盆地东北部的川北低缓构造带[6](图1a)，须三段沉积时期受多物源控制，其西部沉积物来源于西北方向的龙门山北段，母岩以碳酸盐岩为主，中东部来源于东北方向的古大巴山[7](图1b)；元坝西部须三段从西北向东南呈楔形体分布，厚度变化大，西北部厚达325 m，东南减薄为117 m。须三段划分为Tx3(1)-Tx3(5)5个砂组。地震上追踪了Tx3顶、Tx3(2)底、Tx3(3)底和Tx3底4套层位，提取Tx3(1)砂组地震属性时，缺少其底层位；由于地层厚度变化大，应用相邻层位等时漂移的方法不能产生与实际相符的Tx3(1)底地震层位。同时，由于相变快[8-11]，泥岩、砂岩和砾岩互层，导致研究区内Tx3(3)底等界面处岩性组合及其地震响应特征复杂。在提取各砂组的地震属性时，需采用不同方法确定时窗，才能获得符合地下实际情况的砂砾岩预测结果。此外，由于元坝西部须三段碳酸盐岩岩屑含量高，其中的砂砾岩方解石胶结严重，物性差，岩心分析孔隙度平均值仅为1.92%，在超致密的地层中寻找相对优质储层难度大。

图1 川东北元坝区块位置(a)与须三段沉积时期物源方向(b)(据文献[6]和[7]有修改)

本研究在单井沉积微相研究、岩性解释以及高精度合成记录制作的基础上，分析Tx3顶、Tx3(2)底、Tx3(3)底和Tx3底界面处的岩性组合及其地震响应特征，针对各界面的特征确定相应的开时窗方法，进而提取了多种地震属性。通过井点位置砂砾岩厚度和各种地震属性的相关性分析，明确敏感属性，准确地预测了砂砾岩的分布。然后对取心井段开展了岩石相划分，结合物性分析资料，明确了块状中-粗粒钙屑砂岩和砂质细砾岩两类有利岩石相，建立其测井识别标准，结合其控制因素，明确了相对优质储层的分布，为元坝须三段气藏的井位部署和有效开发提供了依据，也为致密砂岩的优质储层预测提供了新的思路。

1 单井沉积-砂体特征

1.1 沉积微相类型

结合前人认识，通过研究区取心井段沉积微相研究，须三段为辫状河三角洲沉积[12-15]，主要发育三角洲平原亚相的辫状河道和泛滥平原(分流间洼地)微相，局部发育决口扇，及三角洲前缘亚相的水下分流河道和分流间湾微相，局部为河口坝和席状砂；在总结每种沉积微相的测井曲线特征的基础上，完成了单井沉积微相划分。从须三段沉积微相对比剖面(垂直物源方向)看，相变快，部分地区各砂组下部以河道砂砾岩为主，向上过渡为分流间湾或泛滥平原泥岩；部分地区河道砂砾岩局部发育，或基本泥岩为主，这就造成了须三段各砂组底界面附近复杂的岩性接触关系(图2)。

图2 川东北元坝地区北东向沉积微相连井对比剖面(剖面位置见图1)

1.2 复杂岩性逐级识别

须三段岩性多样，考虑粒度和成分，可细分为17种类型。通过分析不同岩性测井响应特征，考虑测井识别精度及研究的需要，合并为8类岩性。结合岩心薄片，应用GR，CNL，AC，DEN和RD曲线，以交会图为基础建立了岩性逐级识别方法，首先完成了煤、泥岩、砂岩和砾岩等大类的识别；然后完成了砾岩中含砂砾岩和砂质砾岩，以及砂岩中含炭屑砂岩、中-粗粒钙屑砂岩、细粒钙屑砂岩、钙屑粉砂岩和岩屑砂岩小类的进一步识别。

2 基于沉积背景的砂砾岩体预测

2.1 须三段关键界面特征

在钻井合成记录制作基础上，综合沉积微相、岩屑录井和岩性解释结果，对Tx3顶、Tx3(2)底、Tx3(3)底和Tx3底4套地震层位对应井分层处的岩性组合进行了统计，并分析界面处地震响应特征。

须三段顶界面处岩性组合简单，界面之上为须四段底部的砾岩或含砾粗砂岩，表现为高阻抗，之下为须三段顶部的泥岩或粉砂岩，为低阻抗，地震上表现为一套连续性较好的中-强波谷，Tx3(2)底界面处特征与之相似，不再赘述。

Tx3(3)砂组底附近发育4种岩性组合。① 工区西北部：界面之上为砂砾岩，之下为泥岩，地震上表现为连续的中-强波谷。② 东南部：界面之上为泥岩，之下为砂岩，地震上表现为连续的中-强波峰，此波峰为Tx3(4)砂组上部砂岩的响应(图3a，b)。③ YL25井附近：界面上、下均为泥岩，地震上对应不连续波谷-波峰转换处。④ YB1井附近：界面之上为砂砾岩，之下为薄层泥岩与砂岩，地震上对应不连续弱波峰-波谷转换处。通过分析，明确了地震层位处波峰或波谷的地质含义，为提取地震属性时如何确定时窗奠定了基础。

图3 川东北元坝地区YB223井Tx3(3)底界面特征

须三段底界面处主要发育2种岩性组合。① 西北部：界面之上为分流间湾泥岩，之下为水下分流河道砂岩，地震上表现为连续的中-强波峰，此波峰为须二段上部砂岩的响应。② 东南部：界面之上为水下分流河道砂岩，之下为滨浅湖相泥岩；地震上表现为连续的中-强波谷。所以在提取Tx3(5)砂组地震属性时需分西北和东南两个区分别确定时窗。

2.2 提取属性时合理时窗的确定方法

考虑界面处岩性组合的差异，提取须三段各砂组地震属性时，采用多种方法确定时窗。

1)须三段顶和Tx3(2)砂组底

两套地震层位均表现为较连续的中-强波谷，依据合成记录，统计工区内48口井地震层位与井分层的时间差异，将两套地震层位分别上下漂移相应的时间，从而确定提取相关砂组地震属性的时窗。

2)Tx3(3)砂组底和须三段底

Tx3(3)砂组底地震层位在研究区东南对应波峰，其为Tx3(4)砂组砂岩的响应，在提取Tx3(3)砂组波峰类属性时，需消除其影响。本研究在该区域应用波峰自动扫描技术，将该区域Tx3(3)砂组底层位调整到此波峰之上。而西北区对应波谷，根据井震分层差异，将原层位上移5 ms形成一个新层位，将东南区和西北区的新层位组合作为提取Tx3(3)砂组地震属性的底界面(图4)。在提取Tx3(5)砂组属性时，须三段底采用与Tx3(3)砂组底相似的方法。

图4 川东北元坝地区Tx3(3)砂组底(绿色)和提取属性所用层位(红色)

3)Tx3(1)砂组底

统计研究区钻井钻遇Tx3(1)砂组厚度占Tx3(1)和Tx3(2)砂组累计厚度的比值，利用Tx3顶和Tx3(2)砂组底2套层位，依据比值形成Tx3(1)底层位，与井分层对比后，一致性较好，保证准确提取Tx3(1)和Tx3(2)砂组的地震属性。

2.3 砂砾岩预测及其分布

在确定了须三段各砂组合理时窗基础上，提取了波峰平均值、波峰最大值、波峰总能量、均方根振幅、平均能量、平均瞬时频率、瞬时相位及波谷类地震属性，并开展波阻抗反演；其中波峰总能量属性连续性最好，能够较好地刻画分流河道展布(图5a—c)。通过分析单井钻遇砂砾岩厚度与地震属性的相关性，波峰总能量相关性最好，能较好地预测砂砾岩(图6a—d)。

图5 川东北元坝地区Tx3(3)砂组地震属性

图6 川东北元坝地区井点位置砂砾岩厚度与地震属性交会图

以井点砂砾岩厚度为基础，结合波峰总能量属性，通过克里金插值，编制须三段各砂组砂砾岩(砂岩和砾岩)厚度图(图7a，b)。从图上看，砂砾岩呈NW-SE向条带状分布，向东南减薄；过YL702-YL12-YB6-YL22-YL6-YB101-YB1井区的条带上砂砾岩各砂组均发育，过YL701-YL7-YL26井区的条带上砂砾岩也较发育。

图7 川东北元坝地区须三段Tx3(2)-Tx3(3)砂组砂砾岩展布

3 基于岩石相的优质储层预测

元坝地区须三段砂砾岩孔隙度为0.60%～5.25%，渗透率为(0.002～44.600)×10-3μm2，砂砾岩段中仅部分层段为有效储层，有待进一步细分岩石单元。而岩石相是指具有相同沉积构造和岩性、反映特定水动力条件的基本成因单元。Miall[16-18]倡导的岩石相划分方法，用岩石相编码将岩石的沉积构造和岩性统一起来，为沉积相研究提供了方便。岩石相分析是沉积砂体建筑结构要素分析的基础[19-25]。裘亦楠[26]提出，岩石相与储集物性关系密切，致密砂岩虽经历了复杂的成岩作用，但是成岩作用是在沉积作用形成的岩石结构和矿物成分基础上进行的，且在一定的区域和一定层段内具有普遍影响的共性。通过成岩作用改造的储集物性，仍然可以与沉积结构建立较好的关系。中国大量的储层实例都已证明了这一点[27-31]。基于此认识，本研究利用岩石相开展有效储层预测，在须三段13口取心井岩心观察的基础上，划分了取心段的岩石相，须三段共发育10种岩石相类型。

3.1 有利岩石相类型

结合岩心物性分析数据，统计不同岩石相的平均孔隙度和渗透率(图8a，b)，块状中-粗粒钙屑砂岩、含炭屑细粒钙屑砂岩和块状砂质细砾岩孔隙度均大于2%，达到了有效储层标准(1)中国石油化工股份有限公司勘探南方分公司.元坝气田须家河组三段上、中亚段气藏新增天然气预测储量报告[R].重庆：中国石油化工股份有限公司勘探南方分公司,2012.，但含炭屑细粒钙屑砂岩渗透性差，所以元坝须三段发育块状中-粗粒钙屑砂岩和砂质细砾岩两类有利岩石相(图9a，b)。块状中-粗粒钙屑砂岩的溶蚀孔较其他岩石相发育，所以储集性好(图9c)；而砂质细砾岩发育白云岩砾内晶间孔、砾缘缝和构造缝，所以渗透性好，且具有一定孔隙度(图9d)。

图8 川东北元坝地区须三段岩石相物性直方图

图9 川东北元坝地区须三段两类有利岩石相典型照片和孔隙类型

3.2 有利岩石相测井标准

为了在全井段识别出块状中-粗粒钙屑砂岩和砂质细砾岩，在岩心归位基础上，统计取心段各种岩石相的测井值，制作测井曲线交会图(图10a—d)，建立有利岩石相识别标准(表1)。

图10 川东北元坝地区须三段取心段不同岩石相各种测井值交会图

表1 川东北元坝地区须三段有利岩石相测井识别标准

应用上述标准，对元坝西部48口井块状中-粗粒钙屑砂岩和细砾岩进行识别。通过对须三段试采井的产能主控因素分析，无阻流量与相对优质储层和裂缝累计厚度呈正相关性(图11)，高产井YL7井和YL12井两类储层较发育，有必要刻画两类岩石相的分布。

图11 川东北元坝地区须三段测试井无阻流量与(相对优质储层与裂缝段)厚度交会图

3.3 有利岩石相分布

通过分析，纵向上，两类优质储层主要分布于辫状河道中部和水下分流河道的中下部。平面上，靠近物源区，水动力强，以沉积中砾岩为主；靠近水下分流河道末端，水动力弱，以细砂岩为主。中-粗粒钙屑砂岩主要分布在平原/前缘亚相界线附近远物源区的一侧，砂质细砾岩多分布在平原/前缘亚相界线附近近物源区一侧。在沉积微相和砂砾岩分布的约束下，结合其控制因素，明确了各砂组两类相对优质储层分布。

Tx3(2)砂组中-粗粒钙屑砂岩厚度以5～10 m为主，呈条带状分布，主要位于YB6—YL22—YL6—YB101井区和YB225H—YL15—YB224井区附近，受分流河道控制明显(图12a)，向物源区和半深湖方向均呈减薄趋势，其他砂组具有类似的特征。而砂质细砾岩相对中-粗粒钙屑砂岩欠发育，平均厚度为3.0～4.5 m(图12b)。

图12 川东北元坝地区Tx3(2)砂组有利岩石相厚度

为了验证优质储层预测结果的可靠性，本研究统计了须三段气藏8口试采井的射孔段两类有利岩石相厚度，如果构造缝发育，则适当增加射孔段上下储层的厚度，分析其与累产气量相关性(图13)，优质储层越发育，累产气量越大。同时在预测的优质储层较发育的井区，优选了YB6井开展老井挖潜，截至2020年12月1日，已累产气1 102×104m3，且目前油压14 MPa，显示了较强的稳产能力，优质储层的预测取得了良好的天然气成果，为下一步井位部署和规模有效开发提供了重要依据。

图13 川东北元坝地区须三段气藏试采井累产气量与有利岩石相厚度交会图

4 结论

1)元坝地区须三段沉积微相变化快，岩性组合多样；地层界面之上为砂砾岩，之下为泥岩时，地震上对应波谷，提取界面之上砂组地震属性时仅需考虑井震分层差异；当界面之上为泥岩，之下为砂岩时，对应波峰，在提取界面之上砂组波峰类属性时则要消除其影响，据此形成了多种提取地震属性时确定时窗的方法。

2)在振幅、频率和相位类地震属性中，波峰总能量与井上砂砾岩厚度相关性最好，最能反映分流河道砂砾岩分布。

3)须三段各砂组砂砾岩呈NW-SE向条带状分布，向东南减薄，过YL702-YL12-YB6-YL22-YL6-YB101井区的条带上砂砾岩较发育。

4)须三段发育块状中-粗粒钙屑砂岩和砂质细砾岩两类优质储层，两类优质储层受分流河道控制，中-粗粒钙屑砂岩主要分布在平原/前缘亚相界线附近远离物源区的一侧，砂质细砾岩多分布在平原/前缘亚相界线附近靠近物源区一侧。