精细刻画储层 揭开陆相致密砂岩“神秘面纱”

　　我国陆相致密砂岩气资源丰富，仅四川盆地川西坳陷中国石化矿权区就探明储量超1万亿立方米。其中，中江气田早在1993年就被发现，因地质条件极其复杂，到2013年才踏入高效勘探和建产快车道。

　　中江气田主力气藏蓬莱镇组和沙溪庙组埋深500～3000米，砂岩储层致密，主要发育于多期薄窄河道中，河道较窄（200～500米）、单砂体厚度较薄（5～15米）。地下河道储层纵向叠置关系复杂，岩性及物性横向变化明显，形态就像一团杂乱的毛线，让科研人员一度理不清头绪——目标河道如何展布？横向上延伸多长多宽、纵向上多厚？哪里物性好、储集空间大？哪里含气性好、富集程度高？

　　“复杂薄窄河道砂岩储层识别及刻画难度大，优选并确定储层精细刻画关键技术，是实现中江气田探明和稳产的‘金钥匙’。”西南油气开发管理部高级专家叶泰然说，西南油气经过5年多的探索攻关，建立多学科结合的研究思路及技术流程，形成“相控找砂、砂中找优、优中找富”的递进式预测思路，为单河道评价、多河道立体开发提供了重要支撑。

　　在给地下深处的复杂薄窄河道做“扫描”前，先要弄清楚目标河道的分布规律，也就是需要建立地质模式。通过地质综合研究，西南油气科研人员明确了中江气田蓬莱镇组和沙溪庙组的沉积物源大多数来源于川西坳陷东北部的米仓山及龙门山北段，有利沉积相带是分流河道和边滩，河道总体呈北东-南西向展布。

　　地质规律认识清楚了，就该地震手段上场了。通常来说，地震资料解释人员主要是采用地震振幅属性分析技术，便可大致刻画出河道砂体的展布情况。但中江气田局部河道多期叠置，受储层致密影响，储层与围岩波抗阻差异小，地球物理特征隐蔽，运用常规技术，边界刻画不够精准，难以判断不同期次河道的展布特征，河道相带刻画结果难以满足生产需要。

　　西南油气综合采用属性分析技术、波形分类技术、体分频像素成像技术和三维可视化技术，精细刻画有利相带展布，确定不同期次河道砂体叠置关系和空间展布特征，再采用高精度相干技术，准确检测河道边界。就像技术非常精湛的外科医生，把埋在地下2000多米错综复杂的“血管”精准识别、剥离出来，并拍下了“高清照”，支撑中江气田侏罗系400余口井钻遇河道砂体预测吻合率超90%。

　　有了河道砂体“高清照”还不够。砂体中并不是都可以储集天然气，只有具备一定的容纳空间才行，也就是物性较好、孔隙度较大的储层。

　　中江沙溪庙组气藏天然裂缝不发育，储层类型以孔隙型为主，属于典型的低孔低渗致密储层。成藏演化过程表明，在生烃高峰期，物性越好的储层，天然气充注程度越高，含气饱和度越高，也更加有助于人工裂缝起裂和延伸。“定量描述储层厚度、物性横向变化，是开发产能建设的客观需求。”叶泰然说。

　　科研人员早期通过常规的确定性波阻抗反演技术预测孔隙度，但预测结果分辨率较低，且与实钻情况吻合情况较差。为实现储层定量描述，科研人员在相带约束基础上开展高精度反演，形成了递进反演相控储层描述技术。

　　他们明确了中江沙溪庙组气藏优质储层主要位于低波阻抗区域，且储层孔隙度和波阻抗相关性较强。通过地质统计学反演技术，得到高精度的波阻抗反演参数，通过孔隙度模拟技术，定量预测河道砂体内部每个位置的孔隙度数值，进而明确相对优质储层的分布位置和厚度。运用该技术后，孔隙度和储层厚度预测结果的吻合率均达80%以上，为钻井部署和井点优选提供了可靠依据。

　　构造演化研究表明，中江沙溪庙组气藏的气源来自深部须家河组，天然气沿着断裂或断裂破碎带向上运移，遇到较好的储层，便选择性地进入其中而成藏。成藏后，在后期持续的差异压实和成岩作用下，部分河道砂内形成多段岩性封堵，气水在河道砂内呈现“香肠式”分布模式——这就是油气富集的地方。

　　由于地震波在通过含气储层时频率会降低，利用这个原理，科研人员早期采用频率衰减属性，预测含气储层的展布特征。但这种方法无法定量预测含气性，且频率同时受其他地质因素影响较大，预测精度较低。

　　为了提高含气性预测的可靠性，科研人员通过精细地震岩石物理分析技术，优选出对含气储层敏感的弹性参数；通过叠前同时反演技术，获得该弹性参数，从而定量预测储层的含气丰度；结合油气成藏研究成果，找到天然气富集的区域。在这些研究成果的支撑下，中江气田钻井成功率达77%。

　　“我们采用‘河道砂体-储层-含气性’逐步逼近的研究思路，层层通关，最终解锁‘气粮仓’。”西南油气勘探开发研究院副院长孔选林说。如今，中江气田累计新增探明储量超1000亿立方米，近5年连续年产气超10亿立方米，累计产气超120亿立方米，成为西南油气增储上产的重要阵地、中国石化在川西探区的第一大气田。

　　近期，面对领域广、类型多、难度大的川北陆相致密砂岩，勘探分公司按照“勘探精细化”的思路，从宏观沉积成岩，到中观成藏机理，再到微观孔隙结构，扎实研究、严谨论证，在巴中地区孔隙型储层区开展水平井产能攻关，部署元陆35HF井，力争高产稳产；在巴中主体富集带内部署元陆179井，扩大勘探成果；在沙溪向斜新区带探索部署马17井，实现新突破，进一步夯实了高质量勘探“家底”，绘就川北陆相天然气新画卷。

　　自部署在巴中地区的元陆177X井、元陆178井钻遇良好油气显示后，勘探分公司同样按断缝体“有利岩相砂体+规模裂缝+通源断裂”三因素思路，在通江地区部署了3口井，虽获工业气流，但与预期存在差距。

　　科研人员对这5口井开展钻前钻后对比分析，细化评价砂体、裂缝参数及影响发育等对比因素，发现主要低产因素是“裂缝虽发育，但形成晚、规模小、连通性差”，由此认识到，裂缝有效性与不同期次规模断裂有极强的关联性。

　　于是，他们一改以往通江—马路背、巴中地区“单打独斗”的研究模式，而是开展覆盖通南巴和元坝地区的宏观研究，逐层筛查主力储层。

　　但是，两个地区地层划分存在地层厚度、岩性组合、岩矿成分等标准不统一问题，且新钻井的岩石成分与以往的物源体系认识也存在差异。

　　为此，科研人员开展地层厚度、岩石成分及物源分析，翻阅每口井的薄片、成像测井等资料，确定岩石粒度、成分及古水流方向等特征，再对比露头、邻区方案，逐步统一标准。

　　两区域断裂极其发育，地震剖面中的同相轴难以稳定追踪。对此，他们优选典型井确定层位标志，在井间一一截断断层追踪对比，验证方案的相对合理性。之后，他们井震结合，完成了工区物源分析、地层精细划分与对比，展开单井沉积相分析，锁定了有利岩相砂体连片发育的须四段下亚段为重点刻画目标。

　　通江新井测试效果欠佳、巴中老井试采见水，虽然保存条件没问题，但气源充注是否足够？成藏富集规律有何差异？为解决这一些难题，科研人员对巴中—通江成藏条件开展新一轮系统评价。

　　他们深耕研究区30余口井、数百余项分析化验数据，重新绘制各层烃源厚度图、生烃强度图，发现须家河组发育须二中亚段、须三段、须四段和须五段4套泥质烃源岩，其中须三段和须五段暗色泥岩厚度大、TOC（总有机碳）含量高，须家河组烃源厚度为100~160米，生烃强度12亿~24亿立方米/平方千米，气源充足。他们在海量试采数据分析中发现，元陆173井与元陆171井挖潜试采后地层水矿化度高，且呈持续上升趋势，并与雷四段地层水型、矿化度相近，远高于相邻的元陆17井，由此认定老井产水的根本原因是大规模改造打通了雷口坡组水层的断裂带。

　　扫除产水“障碍”后，科研人员开始从元坝中部断褶带—巴中断褶带—沙溪向斜—兴隆断褶带几个构造区对比中，寻找成藏富集规律的差异。

　　为了绘制出既体现各构造区的沉积储层、构造特征及成藏差异，又能表现不一样富集带差异的成藏剖面图，科研人员不断修改、调整， 终于完成了剖面图的绘制，并由此总结出通江地区“通源断裂双源供烃”、巴中地区“垂向近源+侧向对接充注”的差异成藏模式，分别提出通江地区、巴中地区的富集带评价标准，有力支撑了井位部署。

　　优质陆相致密气是高水平质量的发展资源接替新领域。通过精细解释两地区须家河组最大的目的层，科研人员落实了研究区断裂与层位，并分析了构造演化、断裂方向等信息，划分出有利构造带，为裂缝预测、综合评价提供了基础。

　　裂缝分期评价很关键，必须对不同期次形成的裂缝开展有效性评价及发育控制因素分析，加之两个地区都发育裂缝-孔隙型储层，构造变形差异大，裂缝发育规律、有效裂缝控制因素也有差异，只有总结对比这些共同点与差异点，才能开展整体评价。

　　对此，科研人员对比两个地区裂缝发育情况，开展精细描述，借鉴碳酸岩分析成藏期次使用的碳氧同位素及包裹体均一温度的方法，明确了通江—巴中地区裂缝发育大致可划分为燕山期、喜山早期、喜山中期、喜山晚期4期裂缝。

　　他们精细对比发现，受北西向及北西西向断裂控制的喜山中-晚期断裂充填少、有效性好，同时开展裂缝发育情况与构造参数的交汇分析，创新采用成像测井总缝宽参数表征裂缝有效性、数量表征发育程度，明确断裂带控制有效裂缝发育范围，最后结合构造精细解释成果开展裂缝发育有利区刻画工作，终于找到了制约通江地区部分位置高产和富集的因素，为高质量勘探筑牢了基础。

　　中国石化在四川盆地矿权区内天然气勘探层系多、领域广、资源潜力大，但勘探层系多为深层超深层，储层类型多样，物性普遍较差，如何对不一样的储层进行精细预测及刻画是勘探取得成功的关键。

　　为支撑四川盆地天然气勘探大发展，石油勘探开发研究院持续攻关，在多类型海陆相储层的精细刻画方面形成了一批技术成果。

　　在陆相碎屑岩致密气领域，建立了新场—合兴场地区须二气藏“断褶裂缝体”高产富集新模式。在裂缝预测方面，针对前期单一地震属性预测效果差的问题，研发了基于“最大似然+构造熵+曲度”多属性融合的裂缝方法，有效提升了断褶裂缝体预测精度；在基质储层预测方面，基于测井多矿物模型，形成了含裂隙致密储层岩石物理建模方法，并针对常规反演分辨率较低的问题，研发了分频重构反演储层精细预测技术，提高了砂体预测分辨率，明确了基质储层有利区的展布。

　　在深层超深层海相多层系储层描述方面，针对深层能量吸收严重、地震资料品质差、储集体信号弱的问题，通过处理解释一体化、科研生产一体化联合攻关，形成了弱信号恢复、各向异性深度建模、RTM逆时偏移处理技术，降低了浅层复杂构造、厚层膏岩对下伏海相地层的影响，提高了深层地震资料品质；针对深层海相测井资料少、沉积特征不清、优质储层不落实的问题，建立了压实校正古地貌恢复、深度学习地震相预测、无井约束地震反演、小角度流体因子属性等技术系列，厘清了三叠-二叠-震旦系沉积特征，结合露头和邻区钻井揭示，落实了重点层系地震响应特征，刻画了二叠系茅口组和栖霞组、泥盆系、震旦系灯影组等层系储层和圈闭分布，支撑了多口风险井部署。

　　在非常规领域，红星地区二叠系、普光地区大隆组、井研-犍为探区寒武系筇竹寺组、资阳地区筇竹寺组超深层页岩气的勘探突破，证明了四川盆地深层非常规天然气的巨大潜力和前景。针对页岩气“甜点”规律不清、裂缝发育复杂、流体识别精度不足、压力预测误差大等问题，形成了常压页岩气地震评价技术系列。针对常规密度叠前反演不稳定，导致含气性识别误差大的问题，引入岩石物理约束实现密度稳定反演，进而提高含气性识别能力；根据不同断-缝预测算法及不同频段的地震资料具有不一样尺度的特性，利用多频段信息预测不同尺度断-缝，研发信息归一化协方差矩阵多属性融合方法，实现裂缝多尺度信息协同预测，提高了裂缝刻画精度；考虑常压页岩气有机质成分建立岩石物理模型，形成了构建正常压实速度趋势线的新方法，减小压力预测误差。以岩石物理分析为基础，高精度预测了页岩气地质工程关键“甜点”参数——TOC、孔隙度、饱和度、含气量、裂缝、孔隙压力和地应力分布特征，提高了四川盆地南部地区页岩气“甜点”评价符合率。

　　储层精细刻画是以地质理论为指导，综合运用岩芯、录测井和三维地震等资料，从单砂体及裂缝这两种储层类型出发，对其不同的表征参数进行精细刻画研究，单砂体的刻画内容有空间展布、空间形态、内部结构、大孔道识别、三维模型及动态变化；裂缝储层刻画内容最重要的包含岩性特征、裂缝特征、裂缝预测，以及裂缝储层综合评价。

　　针对中江气田沙溪庙组复杂薄窄河道储层精细刻画，采用从定性到定量、从岩性到物性再到含气性逐步逼近的研究思路，确保最终结果的可靠性。

　　西南油气主要形成四项关键技术：一是形成了有明确的目的性的地震资料目标处理技术，既突出地质体的地震异常，又具有高保真度，为后续解释提供了好的资料基础；二是创建了多域多属性相带空间刻画技术，实现了河道外形、内幕、期次、隔层的精细刻画；三是研发了基于射线参数域的改进三参数反演方法，与地质统计学反演相结合，实现了岩相、物相高精度定量预测；四是研发了基于孔隙介质渐进方程反演的流体识别技术，实现了含气饱和度的定量预测，解锁了地下“气粮仓”。

　　勘探技术是在实践认识中一直更新迭代的。陆相须家河组领域，目的层埋藏深，砂岩纵向横向变化快、储层厚度薄、裂缝发育规律复杂，给地球物理描述及预测带来非常大挑战。

　　勘探分公司围绕已钻井暴露出的储层预测精度低和井间产能差异大等问题，围绕巴中—通江地区须家河组高产富集的主控因素，对地震目标描述及预测办法来进行了详细复盘，逐步形成了一套适用于研究区的目标描述及预测新方法：形成多矿物广义Xu-White岩石物理建模技术，构建复杂岩性及储层RPT量版，实现复杂岩性敏感参数优选；充分的利用叠前全角度信息，攻关叠前Fatti高精度反演预测技术，准确反演敏感弹性参数，有效提升砂岩及储层预测精度；针对不同成因裂缝，建立叠前叠后裂缝分级分类预测方法，精细评价规模复杂缝网分布。新方法的应用，有效支撑了须家河组高产富集区带的评价，为钻井的部署实施及突破指明了方向。

　　陆相须家河组是增储上产的重要领域，勘探分公司将持续深化须家河组高产富集主控因素认识，一体化攻关复杂构造区三维地震采集、处理、解释技术，为未来的勘探部署、井型优化和改造提产提供支撑，带动实现区域化的高质量、精细化勘探。