0 引言
近些年致密砂岩油气藏逐渐成为了研究热点。四川盆地侏罗系致密储层具有层系多、河道规模大等特点，其中凉高山时期是盆地西缘龙门山构造带弱活动期，北缘米仓山—大巴山构造带强活动期，使得川东地区形成米仓山—大巴山前陆盆地，而高峰场研究区凉高山组整体属于三角洲前缘亚相，物源主要来自于北缘的米仓山—大巴山和东缘的江南古陆，岩性以粉—细砂、砂泥岩互层、页岩沉积为主，水下分流河道与河口坝砂岩是凉高山组主要的储集岩，其岩性致密，但河道规模大、砂体厚度大。陈宗清［1］已对川东地区凉高山组进行研究，分析认为川东地区凉高山组与川中地区情况类似，同为一个湖盆相带，储层都是沙堤和沙坝等形成的致密透镜状砂岩，同时烃源条件好、分布面积大，但储层物性差，受后期剥蚀作用影响，有利储层位于向斜区，裂缝是控制储层规模的关键因素，由于岩性致密，川东地区致密储层一直未受重视［2］。但川中地区一直是凉高山组致密储层勘探的重点区域，勘探成果较为丰富，为现今川东地区凉高山组致密储层勘探提供了经验。李军等［3-4］以平昌—阆中地区为例，认为中下侏罗统具有大面积连续性油气聚集成藏的特点，烃源岩和储集岩交互叠置，但需针对滩坝砂等致密储层，采取非常规的思路进行勘探，同时认为川东北地区侏罗系受大巴山构造运动影响，为成岩后期成藏，同样具有较大的勘探潜力。陈世加等［5］分析了川中地区凉高山组致密砂岩含油性特征，认为源储输导体系、储集层物性以及裂缝发育是最主要的控制因素。张天舒等［6］针对滩坝砂预测问题，提出川中地区凉高山组湖相三角洲—滩坝砂是致密油重要产层，沉积时期湖平面升降控制了滩坝的形成与发育，滩坝主要分布于湖侵体系域，为凉高山组致密砂岩甜点区预测指明了方向。
近些年，随着美国致密油藏开发成功，国内有学者将川东地区凉高山组与川中地区及美国Williston盆地Bakken组进行对比，认为川东地区凉高山组致密砂岩储层同样具有纵横向生储关系密切、不受局部构造控制、油藏无水等特点，为比较典型的连续型石油聚集［7］，在此基础上优选出川东地区凉高山组勘探有利面积约为5 000 km2［8-9］。而地震技术一直在致密储层预测中扮演着重要的角色，早期学者利用一些地震属性（如振幅类、频率类等）来预测砂体储层［10-12］，为了提高预测的精确度，逐渐又发展了一些新属性，比如纹理、甜点、AVO属性等［10，13］。然而过多的属性造成了一定的冗余，于是研究工作又转向了对多个地震属性进行有效组合的探索，发展了RGB融合［14-15］ 、PCA分析等技术［16］ ，这些方法在近些年被广泛使用，极大地改善了砂体预测能力，但随着勘探开发的深入，砂体储层预测工作逐渐转为薄互层，于是有学者将机器学习应用于砂体预测［17-18］ 。
综上所述，可以看出川东地区凉高山组致密砂岩储层特点明确，横向分布范围广、纵向套数多，生储关系好，烃源岩厚度大，有较大的勘探潜力，但也存在孔渗低、横向变化大等问题，需要在有利相带约束下组合不同技术进行致密储层预测。针对这一问题，本文以川东高峰场地区凉高山组为例，从地震预测方法入手，详细分析凉高山组纵横向砂岩储层地震特征，裂缝及断层发育特征，为川东地区凉高山组规模化勘探开发提供技术思路。
1 地质概况
高峰场区块区域构造位于川东南中隆高陡构造区东部大池干井构造带东北倾没端西侧，为万县向斜东南翼斜坡带上的一个潜伏构造，北东向展布。研究区长江以北地区为丘陵地貌，地势平缓，长江以东南地区地形起伏大，东南与方斗山毗邻，地势陡峭，沟壑纵横，最高海拔950 m，最低海拔140 m，相对高差为700 m以上（图1）。目前高峰场区块侏罗系主要目的层尚未有测试井，但通过已有的9口钻井和录井资料显示结果来看，主要表现为气侵、井涌、气测异常，直接油气显示的井占78%（气层、油层、气测异常），间接显示的井占22%（井漏），体现了凉高山组具有较好的油气显示。录井资料显示，凉高山组岩性主要为灰黑色页岩、褐黄色砂岩、绿色砂岩、粉砂岩及浅灰绿色砂岩，斜层理发育，胶结致密，是典型的致密砂岩储层，且油气显示的井都位于构造低部位的向斜区，表明凉高山组向斜区具有良好的勘探前景，但其岩性致密，有利相带控制着储层发育的甜点区。
2 凉高山组砂体地质特征
2.1 地质及测井特征
由于研究区无取心井资料，引用邻区井岩心、薄片等基础地质资料进行分析，如图2显示凉高山组砂体物性较差，孔隙度低、胶结紧密，砂岩中有网状缝发育，且多被充填。结合前期地质认识认为凉高山组为泥页岩与砂岩互层，储集岩以粉—细砂为主、粗粒组分较少，岩石类型为长石岩屑砂岩，次为岩屑砂岩和岩屑石英砂岩，水下分流河道和河口坝是主要的储集空间，优势相带控制着储层发育，是典型的致密砂岩储层。
根据前人研究结果，研究区凉高山组烃源岩主要为黑色页岩及泥岩，页岩发育在凉高山组中下段，单层厚度为2~20 m，整个研究区均有发育。泥页岩自然伽马大于95 API、声波时差大于220 、电阻率小于90 Ω·m，较纯的砂岩自然伽马小于95 API、声波时差小于220 、电阻率大于100 Ω·m。然而凉高山组砂体较多，显然厚砂体才为储层发育的甜点区，因此还需进一步分析优势砂体的测井响应特征。图3为优势砂体与泥岩的测井响应特征，整体上优势砂体表现为低声波时差、低补偿中子、低自然伽马、中—低电阻率的特征（表1），其中与围岩的区分度较高的测井参数有补偿中子、自然伽马，而密度与电阻率区分度差，由于研究区围岩为砂质泥岩，含砂量小于60%都划分为围岩（泥岩），含砂量较高，所以导致声波时差与优势砂体存在一定的重叠，因此地震预测时需整体考虑波阻抗或速度的曲线特征，这为下一步地震储层预测提供了保障。
图3 优势砂体与泥岩测井响应特征交会图Fig. 3 Cross plot of logging response characteristics of dominant sand body and mudstone |
表1 优势砂体测井响应特征Table 1 Logging response characteristics of dominant sand body |
| 岩性 | 声波时差/（μs/m） | 密度/（g/cm3） | 自然伽马/API | 电阻率/（ ） | 补充中子/% |
|---|---|---|---|---|---|
| 优势砂体 | 178~215 | 2.5~2.75 | <75 | 50~180 | <15 |
| 围岩（泥岩） | 215~250 | 2.4~2.7 | >75 | 50~300 | >10 |
2.2 砂体展布特征分析
通过测井资料发现凉高山组砂岩的单层厚度以中—薄层砂岩为主，上部有厚砂岩发育，单井砂岩累计厚度分布在80~120 m之间，为了进一步研究优势砂体的特征，选择F003-5井、F20井、F13井和F1井对优势砂体特征进行描述（1号砂体为图4中绿色框和2号砂体为图4中浅蓝色框），测井解释结果显示，凉高山组底部砂岩薄，中上部砂岩厚，优势砂体集中在中上部。图4中4口井的1号砂体测井曲线特征为钟型、箱型、锯齿状，水下分流河道间和水下分流河道微相为主，砂体厚度较薄，泥质含量高，物性较差。2号砂体为箱型、钟型，河口坝和水下分流河道微相为主，砂体厚度较大，泥质含量低，物性优于1号砂体。录井资料显示，F003-5井2号砂体为水下分流河道和河口坝微相，录井显示气测异常；F1井1号砂体为水下分流河道微相，录井显示油花。显然从单井分析来看，沉积微相控制着优势砂体的发育，研究区优势砂体为河道砂与河口坝。
而从图5砂层连井对比图来看，全区由下往上砂体呈现出较厚—薄—厚的特征，中下部砂体薄，佐证了凉高山早中期存在湖侵，湖侵期黑色页岩发育，凉高山中期开始湖退。同时F20井和F1井的1号河道砂厚于其他井，分析该2口井应位于河道主体，其他井位于河道间，同样的特征，在2号河道也有所体现，F13井、F003-5井、F20井和F1井砂体较厚，可能位于2号河道的主体。单井孔隙度和渗透率统计结果显示，研究区砂岩孔隙度基本都在4%以下，渗透率小于0.059×10-9 m2，进一步佐证了凉高山组岩性致密的物性特征。同时凉高山组砂泥岩组合特征明显，油气保存条件好，下部泥页岩发育，提供了丰富的烃源，从而形成良好的生储盖组合，因此具有一定埋深的向斜区、河道沙坝、裂缝发育区将是潜在的致密储层甜点区，但还需考虑通天断层的影响。
3 优势砂体纵横向地震特征
从前文分析结果来看，凉高山组厚砂体发育区波峰反射明显，合成记录中可以看出2个波峰强反射分别对应2个主要的砂层（图5中1号和2号砂体），砂体越厚反射能量越强，但由于河道砂体存在非均质性，因此1号和2号砂体在单井合成记录中存在强弱关系的变化。为了进一步验证这一观点，以图5砂体连井对比图为基础，着重分析砂体地震响应特征，模型参数为：横向10 000 m，纵向500 m，网格10 m×5 m。分别采用30 Hz、35 Hz、40 Hz主频进行波动方程正演，图6可以发现，从整体上来看，有砂体发育就会产生波峰反射，且中上部波峰反射能量强于下部。根据在1号和2号砂体地震反射特征可以发现，厚砂体反射能量强，薄砂体区域反射能量变弱，因此凉高山组内部强波峰越多，能量越强，砂体发育则越好，这与实际地震剖面特征一致，同时发现40 Hz以上主频能够较好地识别薄砂体发育区。
2号砂体位于中上部，反射能量强，优于1号砂体，物性以正韵律特征为主（图4），图8显示河道内部沙坝发育好，在河道外侧存在小范围的决口扇，物源主要来自于东部，同时在F003-2井附近有一条小型的曲流河发育。位于2号河道内的F1井砂体相对较厚，沙坝发育，测井解释水下分流河道微相，砂厚在15 m左右，同时录井显示该井黑灰色砂质页岩灰色粉—细粒砂岩呈不等厚互层，斜层理发育，佐证了研究区内河道的侧向加积作用。而F13井位于2号河道侧缘，测井解释水下分流河道及河道间微相，整体砂厚在15 m左右，中间有2~3 m的泥岩；同样位于河道侧缘的F20井，则发育较纯的砂体，厚度在17 m左右。位于河道外的F003-5井在图8中显示西北侧有小范围的沙坝发育，而图4（a）同样显示该井1 860 m处有20 m左右的河口坝发育，泥质含量高于其他3口井，录井显示该处气测异常。结合单井分析及波阻抗反演（图9）可以看出，河道砂体发育的位置，波阻抗在（1.1~1.2）×［106 g/（cm2·s）］之间，明显低于其他部位（河道间），综合分析认为由于受砂体含气性影响，含气砂体波阻抗值会降低，这说明凉高山组优势砂体为中阻砂（甜点区），这为后期的储层预测提供了方向。
4 裂缝发育特征
从以上分析可以看出，凉高山组致密砂岩地震地质特征明显，河道沙坝为储层发育的甜点区。然而裂缝是致密储层甜点区域预测的关键因素，研究区凉高山组整体埋深较浅，呈单斜构造，构造高部位已出露地表，小断层发育，断层走向为北西—南东向，断层延伸范围小，因此向斜区是致密储层发育的甜点区。但由于地层埋深浅，通天断层对于油气保存至关重要，图12（a）最大似然裂缝预测剖面中看出研究区存在2条通天断层的（蓝色实线），断层的落差和断距较小，具有一定的隐蔽性，仔细分析后发现该断层倾角大，断层面一直延伸到地表，势必影响油气的保存。同时可以发现凉高山组内部裂缝欠发育，但断层附近裂缝发育好，因此井位应选择未通天的小断层附近，并在后期开发中还需考虑水平井增加产量。从裂缝发育的平面特征来看［图12（b）］，2号河道的中游存在通天断层，下游小断层附近裂缝较发育，同时该区域河道沙坝发育，砂体厚度大，为致密储层发育的甜点区。1号河道由于埋深浅，发育在凉高山组顶部，物性劣于2号河道，为非有利区。
5 有利区综合评价及勘探前景分析
综合来看，凉高山组目前基础地质资料较少，但其油气显示好，厚砂体发育，生储组合好，而裂缝可以对储层物性进行一定程度上改造，因此具有较大的勘探前景，但其物性致密，裂缝欠发育，应着重研究甜点区预测方法。
6 结论
（1）川东地区凉高山组以页岩、砂岩、粉砂岩为主，斜层理发育，胶结致密，是典型的致密砂岩储层，但已有的地质资料发现其油气显示较好，多期河道发育，并有多层砂体发育，砂层累积厚度大，生储组合好，勘探潜力较大。
（2）受沉积环境影响，凉高山组砂体由下往上呈现出较厚—薄—厚的特征，优势砂体发育在中上部，中下部泥页岩较发育，整体上呈现砂泥岩互层的特征，烃源和油气保存条件较好。有利的沉积微相为水下分流河道和河口坝，河道宽度较大，河道中沙坝呈块状分布，局部发育决口扇，河道沙坝是厚砂体发育的最有利区域。
（3）研究发现凉高山组致密砂岩储层甜点区受相带控制特征明显，储层以中阻抗砂体为主，并且由于地层埋深浅，构造高部位已出露地表，综合分析认为甜点区为向斜区、河道沙坝、纵向源储组合好、中阻抗、高孔隙度和裂缝发育区（未通天的小断层附近）。
（4）总体来看，甜点区地震特征纵向上表现为强波峰反射，且砂体越厚，反射能量越强；横向上发育在河道心滩，地震特征为均方根振幅强、中波阻抗，微地貌特征为“两侧高中间低”。针对川东地区凉高山组致密砂岩特征，研究认为致密砂岩地震综合预测应在相控模式下进行，其中单井分析、地震正演、地震反演、裂缝预测、微地貌分析是可行且必不可少的预测技术。
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