Natural Gas Geoscience >

2022 , Vol. 33 >Issue 3: 358 - 368

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.014

Lithologic gas reservoir characteristics and prediction of gas-bearing favorable zone of the Xujiahe Formation in central Sichuan Basin：Case study of the 2nd member of Xujiahe Formation in Anyue-Moxi areas

  • Xu GUAN , 1 ,
  • Jineng JIN , 2 ,
  • Wei YANG 3 ,
  • Xiaojuan WANG 1 ,
  • Changjiang WU 1 ,
  • Yongling OUYANG 2
Expand
  • 1. Exploration and Development Research Institute of PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company，Chengdu 610041，China
  • 2. School of Earth Science，Yangtze University，Wuhan 430100，China
  • 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development，Beijing 100083，China

Received date: 2021-03-15

  Revised date: 2021-10-20

  Online published: 2022-03-22

Supported by

The National Science and Technology Major Projects in the 13th Five Year Plan(2016ZX05047-002)

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Abstract

To clarify the characteristics and main controlling factors of Xujiahe Formation gas reservoir in central Sichuan Basin， and to guide the prediction of favorable gas bearing areas effectively， this paper takes the 2nd member of Xujiahe Formation in Anyue-Moxi areas as an example. Comprehensive analysis of the gas reservoir characteristics and main controlling factors of the Xujiahe Formation reservoirs have been carried out. An effective geophysical method is used to detect the gas reservoir and predict the gas-bearing favorable zone. The results show that： （1） The 2nd member of Xujiahe Formation in Anyue-Moxi is mainly fracture developed lithologic gas reservoir， with relatively developed low porosity and low permeability pore type or fracture-pore type reservoir. It has favorable source-reservoir-cap combination conditions， and presents the distribution characteristics of large area and overall gas bearing on the plane. （2） The enrichment and high yield of gas reservoirs are mainly affected by source conditions， high-quality reservoirs， local structures and the fault distribution. Gas-bearing favorable areas are centrally controlled by the distribution of high-quality reservoirs and small and medium-sized faults. （3） The distribution of gas-bearing favorable zone can be effectively predicted by the combination of reflection characteristics comparison of near-far traces and dominant amplitude and dominant frequency technology. This method can play a great role for the favorable target exploration of this kind of gas reservoir.

Key words： Central Sichuan Basin; Xujiahe Formation; Lithologic gas reservoir; Gas reservoir characteristics; Gas-bearing zone

Cite this article

Xu GUAN , Jineng JIN , Wei YANG , Xiaojuan WANG , Changjiang WU , Yongling OUYANG . Lithologic gas reservoir characteristics and prediction of gas-bearing favorable zone of the Xujiahe Formation in central Sichuan Basin：Case study of the 2nd member of Xujiahe Formation in Anyue-Moxi areas[J]. Natural Gas Geoscience, 2022 , 33(3) : 358 -368 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.10.014

0 引言

自1950年代开始，针对四川盆地须家河组的天然气勘探长期都以构造气藏为勘探重点，天然气探明地质储量仅318×108 m3，始终未取得实质性的突破。2005年以后，以构造—岩性气藏勘探思路为指导，先后在川中地区发现了广安、合川、安岳等多个储量达千亿立方米的大气田。截至2017年底，川中须家河组探明天然气地质储量超过9 000×108 m3，展示了巨大勘探前景［1-2］。但其开发效果并不理想，到目前为止，川中须家河组年产量不到20×108 m3，巨大的储量与产量明显不匹配，说明实现川中须家河组天然气高产目标还存在许多问题和困难。近些年来，国内许多学者对川中须家河组所存在的问题进行了大量的研究，其中王小娟等［3］、聂舟［4］、蔡娉婷［5］、赖锦等［6］在储层特征、分布及影响因素方面作了详细论述，易士威等［7］、林志国［8］、唐大海等［9］、赵正望等［10］、李勇等［11］着重探讨了川中须家河组的成藏条件和富集主控因素，常景慧等［12］、李新豫等［13］、陈小二等［14］、陈志强等［15］对该储层地震响应特征和气藏检测等方面进行了分析和研究。由于川中不同区块须家河组的气藏特征和富集因素存在一定的差异性，因此需要针对川中地区具体区块的地质特征分析须家河组的气藏特征和富集因素，采取相适应的方法进行含气有利区预测。
本文以川中安岳—磨溪地区须家河组二段（须二段）为例，在分析气藏特征和富集主控因素基础上，认为研究区须二段气藏类型主要为裂缝发育型岩性气藏，储层为孔隙型或裂缝—孔隙型储层，气藏的富集主要受烃源条件、优质储层分布、局部构造和中小断裂分布的影响。由此，提出了一套有效的地球物理方法，即应用AVO主振幅主频率技术检测气层，预测含气有利区带。本文对须家河组岩性气藏主控因素和含气有利区地震预测的认识，对川中地区气藏勘探技术研究具有重要的借鉴意义。

1 研究区概况

研究区主体位于川中安岳—蓬莱—磨溪结合区域（图1），构造上处于川中古隆起中斜平缓构造带上，东北接磨溪—龙女寺构造带，东南临潼南—合川构造，西为威东平缓构造带，区域构造相对平缓，总体上自南向北地势逐渐降低，局部低幅构造较为发育。区内发育一系列北西向或近北东东向的中小断裂，均为逆断层，断裂垂向断距小，断开层位少，横向延展距离短。
图1 研究区位置（据文献［11］修改）

Fig.1 Location of study area （modified from Ref.［11］）

整个川中须家河组为一套砂泥岩互层夹煤层的陆源碎屑岩沉积［11，16］。地层从下往上划分为6段，其中须一段、须三段、须五段主要发育湖沼相沉积，岩性为暗黑色泥岩夹薄层煤线［11］；须二段、须四段、须六段主要发育滨浅湖—浅水三角洲沉积，分支河道多期叠置改造，岩性主要为灰色细—中粒长石岩屑砂岩、岩屑长石石英砂岩，其次为岩屑石英砂岩［11，17］。目的层须二段厚度在98~180 m之间，砂体累计厚度较大，储集物性较好，为研究区须家河组的主力产气层。
研究区须家河组气藏类型为构造裂缝发育型岩性气藏，且保存条件较好。目的层须二段岩性圈闭横向上多呈透镜状或长透镜状叠置分布，平面上呈不规则的条带状，圈闭内天然气的分布主要受侧向物性差异变化的控制，也受局部断裂发育的影响，气水分异不清。另一方面，须二段上覆须三段、须五段稳定分布的泥页岩可作为烃源岩和区域性盖层，为须二段气藏提供气源的同时还具有良好的封盖作用［7，18］。现有研究认为，这类气藏通常表现为广覆式成藏模式［7］，具备有利的生储盖组合，在区域内呈大面积、整体含气的分布特征。

2 气藏富集主控因素

针对研究区须二段气藏特征，需具体地分析并明确控制气藏富集的主控因素，以有效地指导含气有利区预测。经研究认为，研究区须二段气藏富集主要受烃源岩条件、优质储层、局部构造和中、小断裂分布的影响，含气有利区受优质储层和中小断裂分布的控制。

2.1　烃源岩条件

良好的烃源岩条件是决定区域内天然气大规模富集的物质基础。整个川中地区须家河组烃源岩厚度达100~300 m，呈由北西到南东逐渐减薄趋势（图2），主要分布在须一段、须三段和须五段，其中以须五段最好，须三段次之［11］。烃源岩中有机质整体以腐泥—腐殖型（II1型）和腐殖型（III型）为主，煤层一般以腐殖型（III型）为主。烃源岩有机质丰度（TOC）整体较高，但各层段的分布值差异较大；烃源岩现处于成熟至高成熟阶段早期，以成熟烃源岩为主，但热演化程度具有地区差异性，其有机质成熟度（R O）值分布较广（表1）。因此，川中地区须家河组烃源岩具有巨大的生烃潜力，具备形成大中型气田的烃源条件。
图2 四川盆地须家河组烃源岩厚度

Fig.2 Source rock thickness of Xujiahe Formation in Sichuan Basin

表1 川中地区须家河组烃源岩TOC含量与R O值域分布

Table 1 TOC content and R O range distribution of Xujiahe Formation source rocks in central Sichuan Basin

层段 TOC/% R O/%
分布值 平均值 主体分布值 最大值、最小值及均值
须一段 0.09~6.16 1.32 1.25~1.75

最大：3.9

最小：0.7

均值：1.6

须三段 0.06~14.80 2.40
须五段 0.07~7.20 2.55

2.2　优质储层

研究区须家河组以低孔、低渗致密储层为主，局部发育相对高孔、高渗储层，储层非均质性强，连续性较差［19-21］。储层岩性以细—中粗粒岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，储集空间以粒间孔、粒内溶孔为主，见胶结物溶孔、杂基孔、铸模孔和微裂缝等［22］。安岳气田安岳2井、潼南地区潼6井须二段发育残余原生粒间孔和粒内溶孔［图3（a），图3（b）］。储层厚度变化差异大，单层有效厚度在1~12 m之间，累计厚度在18~30 m之间。在储层物性方面，研究区须家河组孔隙度分布于7%~11%之间，平均为8.7%；渗透率分布于（0.01~1）×10-3 μm2之间，平均为0.48×10-3 μm2；储层类型主要为裂缝—孔隙性型储层。
图3 研究区及周缘须二段储层岩石薄片显微照片

（a）安岳2井，须二段，2 357.5 m，岩屑长石砂岩，残余粒间孔、粒内溶孔，铸体薄片，单偏光，50倍；（b）潼6井，须二段，2 449.1 m，长石岩屑砂岩，残余粒间孔、粒内溶孔，铸体薄片，单偏光，200倍

Fig.3 Micograph showing thin sections of second member of Xujiahe Formation reservoir in the study area

优质储层的分布控制气藏分布及天然气的富集高产。研究区内须家河组有利储集相带为水下分流河道和河口砂坝，多期河道大面积叠置分布，砂体厚度较大，孔隙度、渗透率相对较高，可形成大面积的优质储层分布区；此外，局部储层还受溶蚀作用影响形成了大量溶蚀孔，显著改善了储集空间，增加了优质储层发育规模。因而，优质储层的大面积分布和发育规模为天然气的富集提供了足够的空间，控制了天然气富集的部位和规模。目前，研究区须家河组二段气藏及大部分工业气井均分布于分流河道和河口砂坝沉积微相中，其储层的含气性及产量与储层物性具有较好的正相关关系（表2）。
表2 安岳气田须二段储层物性与测试产量

Table 2 Reservoir physical properties and test production value of second member of Xujiahe Formation in Anyue gas field

井位

气层累计厚度

/m

 储层孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）

测试日产气量

/（104 m3）

分布值 平均值 分布值 平均值
岳118 18.5 7~12 8.6 0.01~0.3 0.12 30.64
岳114 12.3 7~12 9.7 0.05~0.45 0.13 10.81
岳122 13 7~10 7.8 0.05~0.12 0.08 微产气
岳106 10 8~13 0.1 0.2~1.1 0.5 4.52
岳111 18 7~11.5 8.9 0.05~0.4 0.16 7.28
岳113 9.5 7~10 8.1 0.03~0.08 0.05 微产气

2.3　局部构造

研究区构造主要为自南向北逐渐降低的倾斜平缓构造，其中安岳鼻凸构造和磨溪—龙女寺构造带地势较高，中间区域地势相对较低，期间局部构造较为发育。从区域构造与气井分布关系来看，气藏分布不受构造起伏的影响，产气层不受最低圈闭线控制，构造高部位、低部位均有高产气井的分布（图4）。
图4 安岳气田须家河组岩性气藏高产井、气水关系与构造叠合图

Fig.4 Superposition diagram of high-yield well， gas water relationship and structural distribution of lithologic gas reservoir of Xujiahe Formation in Anyue gas field

相较而言，研究区内局部构造在一定程度上决定气水分异和富集程度。局部构造高点的含气饱和度和单井累计产量相对较高，如高产井岳103井、岳101井处于构造相对较高的鼻状构造上，岳105井、岳114井和磨溪23井处于局部构造的高点位置；而处于构造低部位的井含气性明显变差，多表现为气水同层和产水层，如岳113井和岳106井等。

2.4　中、小断裂分布

川中地区断层多发育于中、下三叠统内部，部分向上延伸到须家河组。须家河组构造受力总体较弱，构造起伏平缓，断层规模变小，延展距离较短，其中研究区须二段中、小逆断层相对发育，主要呈北东向，局部区域呈北西向。受区内断层分布控制，须家河组裂缝发育规模和数量均较小，主要沿断层周缘分布，且分布范围有限。
中、小断裂分布对气藏的富集或高产起到控制作用。中、小断裂能沟通上下烃源岩和储层，形成主要的油气运移通道（图5）。此外，岩石颗粒间的微裂缝和溶孔与构造裂缝带相连，可形成相互连通的网状裂缝—孔隙储集体，大大增加了天然气的储集空间。因此，只要钻遇与断层相伴生的裂缝带，单井的产量普遍较高。如岳104井原井眼与侧钻的岳104C井底相距仅531 m，只有岳104C井钻遇到裂缝，而附近高部位的岳101井与岳104井由断层分隔开，最终岳104C井实现了高产，累产4 024.16×104 m3。
图5 断裂发育型储层展布及成藏模式示意

Fig.5 Distribution and accumulation models of the faults developed reservoir

3 须家河气藏地震预测

研究区须家河组二段气藏勘探潜力巨大，但该储层非均质性较强，厚度变化差异大，气水关系复杂。因此，如何精确开展气层检测，有效预测含气富集区分布，对须家河气藏评价和效益开发意义重大。研究中从实际井和地震资料出发，以岩石物理分析为基础，通过分析不同流体储层的AVO剖面振幅变化和频谱特征，建立气层、水层与干层的AVO近远道剖面识别模式，最后采用主振幅主频率地震检测技术开展须家河组二段气藏的含气有利区预测。

3.1　测井岩石物理分析

从实际井出发开展测井曲线统计分析，明确泥岩和砂岩储层的参数分布特征。相对泥岩地层，砂岩非储层和干层的纵波、横波速度增大，密度、纵横波速度比和泊松比减小；气层和水层的纵波、横波速度增大，密度和纵横波速度比和泊松比减小。相对于水层，气层的纵横波速度比和泊松比明显减小（图6）。依据多口井曲线统计获得的岩石物理参数值域见表3。
图6 岳114井须二段的测井曲线

Fig.6 Logging curve of second member of Xujiahe Formation of Well Yue 114

表3 研究区须二段测井曲线参数统计

Table 3 Statistics of logging curve parameter of second member of Xujiahe Formation in the study area

类型

自然伽马

/API

密度

/（g/cm3）

纵波速度

/（m/s）

横波速度

/（m/s）

纵横波

速度比

 泊松比
泥岩 120~180 2.61~2.66 4 055~4 735 2 530~2 850 1.67~1.73 0.22~0.27
干层 66~81 2.56~2.65 5 100~5 760 3 100~3 345 1.65~1.72 0.20~0.26
水层 64~70 2.37~2.46 4 600~5 150 2 880~3 180 1.59~1.66 0.20~0.23
气层 62~75 2.36~2.48 4 580~5 285 2 930~3 320 1.56~1.60 0.16~0.20
在测井曲线特征统计基础上，通过双参数交会分析以优选气层识别的敏感参数。从纵波速度与泊松比交会图（图7）可知，纵波速度能大致区分砂岩、泥岩，但难以将气层、水层及干层进行区分，图中三者的交会样点存在重叠区域；但泊松比则能有效地区分气层、水层、泥岩及干层，图中三者的泊松比参数存在较明显的分界线，相对而言气层泊松比均处于低值区（图中黑色虚线区域），故泊松比是气层识别的敏感参数。此外，由于泊松比变化可直接影响到气层的AVO响应特征，因此利用AVO变化特征能够有效地进行气层检测。
图7 研究区须二段不同岩性泊松比与纵波速度交会图

Fig.7 Crossplot of Poisson′s ratio and P-wave velocity of different lithology of second member of Xujiahe Formation in the study area

3.2　气层、水层、干层的地震振幅及频谱特征分析

结合地震模型正演结果，通过对研究区须二段大量已知不同流体特征的井旁近、远道剖面反射特征进行对比分析，可总结出气层、水层和干层的近道、远道剖面反射特征和识别模式（表4）。从实际典型井气层与水层、气层与干层的近远道反射特征对比（图8，图9）也可明显看出，气层、水层和干层的地震近道、远道反射特征各不相同，差异较大，因而依据上述模式就能够直观地识别出气层、水层与干层的分布。
表4 气层、水层和干层的地震振幅和频谱特征总结[23]

Table 4 Summary of seismic amplitude and frequency spectrum characteristics of gas layer, water layer and dry layer[23]

类型 AVO近、远叠加剖面特征 频谱特征
近道叠加 远道叠加 振幅差异
气层 弱到中强振幅 中强振幅，横向变化大，连续性差 远道振幅比近道强 主频较低，受吸收衰减影响较大
水层 振幅较强 振幅较强，同相轴光滑连续 远道振幅比近道略为增强但不明显 主频较高，受吸收衰减影响较小
干层 中—弱反射、连续性较好 弱振幅—空白反射、低频、杂乱，不连续 远道振幅比近道减弱 主频较高，受吸收衰减影响较小
图8 典型气层、水层近远道反射特征对比剖面

Fig.8 Comparison section of near and far seismic trace reflection characteristics of typical gas and water layers

图9 典型气层、干层近远道反射特征对比剖面

Fig.9 Comparison section of near and far seismic trace reflection characteristics of typical gas and dry layers

此外，基于地震频谱特征分析还可认识气层、水层和干层的频谱关系（图10）。从图10中可看出，川中地区气层主频为28 Hz左右，水层段为33 Hz左右，干层段为38 Hz左右。据此分析认为，气层比水层和干层的主频较低，且主频差异明显，主要是由于气层段受吸收衰减作用的影响相对较大所致（表4）。
图10 研究区须二段气层、水层、干层频谱分析

Fig.10 Spectrum analysis of gas layer， water layer and dry layer in second member of Xujiahe Formation in the study area

3.3　主振幅主频率气层检测

通过前述分析发现，AVO近道、远道剖面特征差异和频谱特征差异能够有效地指示典型气层、水层和干层的分布，但在实际资料中气层、水层和干层分布极其复杂，因此在实际气层检测应用中，需要采用一套有效的地球物理方法，同时考虑气层、水层和干层的AVO近道、远道剖面和频谱特征的差异属性，进行综合应用分析，以降低预测多解性。

3.3.1　方法原理

主振幅主频率方法以AVO分析为核心，充分利用不同流体储层的近道、远道剖面反射特征和地震频谱等特征差异，提取能体现远“强”近“弱”AVO响应的主振幅主频率属性值，进而预测储层含气性的平面展布范围［13］。该方法的主要步骤如下：
（1）对叠前地震道集（0°~30°）进行分角度范围叠加，获取近道（0°~10°）、远道（20°~30°）范围的叠加资料，对比分析气层、水层及干层的近道、远道剖面特征差异。
（2）在小波变换基础上，对近、远道叠加资料分别提取有效频带内的主振幅属性A mN（t）、A mF（t），对常规叠后资料提取有效频带内的主频率属性f m（t）和振幅梯度G（t）。
（3）估算获取目的层的AVO主振幅主频率属性B（t），其计算公式为：
B t = A m F t - A m N t f m t ∙ G t
从式（1）可知，AVO主振幅主频率属性与近、远道主振幅差异成正比，与主频率成反比，与振幅梯度成正比。结合表4所示，气层的近道、远道振幅差异比水层、干层较大，地震主频较低，此外受吸收衰减的影响气层的振幅变化梯度较大，故气层取AVO主振幅主频率属性的大值。

3.3.2　应用结果分析

研究中采用主振幅主频率技术对川中安岳—蓬莱—磨溪地区须二段的含气富集区进行平面分布预测。在含气有利区平面预测图（图11）中，红黄暖色调范围（黑色虚线区域）为预测含气有利区，浅蓝色区域为预测含气相对不利区。预测分析可知，须二段含气有利区主要分布于研究区的西部，如安岳区块的岳103—岳111—岳104C1—岳113井含气区带、岳106—岳114—岳142井含气区带和蓬莱区块的岳123—蓬莱113—蓬莱11井及其他含气区带等，整体上呈近南北条带状分布，其中安岳—磨溪区块是目前须家河组勘探开发相对较成熟的区块，统计可知预测的含气有利区分布规律和已钻井的吻合程度较好，整体上吻合率达81%，其中气井吻合率达100%（图12）。
图11 安岳—蓬莱—磨溪地区须二段AVO含气有利区预测平面图

Fig.11 Prediction plan of AVO favorable gas bearing area in second member of Xujiahe Formation in Anyue-Penglai-Moxi areas

图12 含气有利区预测井震吻合度分析

Fig.12 Analysis of well-seismic coincidence degree for prediction of gas-bearing favorable areas

另外，应用相干属性对该区须三段底界断裂进行展布预测。在断裂展布图（图13）中，黑色区域（相干值较小区域）指示断裂分布区域，其上叠合显示的红色线为构造解释的断层延展线，从图中可看出该区发育一系列北西向或近北东东向且延展距离短的中小断裂，并在其周缘发育面积大小不等的小断裂分布区带，主要集中于研究区西部的安岳区块和部分蓬莱地区。
图13 安岳—蓬莱—磨溪地区须三段底界断裂展布

Fig. 13 Fracture distribution at the bottom boundary of third member of Xujiahe Formation in Anyue-Penglai-Moxi areas

将含气性预测平面分布（图11）与须三段底断裂展布（图13）进行区域对比可知，含气有利区预测范围未处于须三段底构造高部位（研究区东南部和东北部），主要分布于区域构造的斜坡带（研究区中部和西部），但局部上含气有利区带与小断裂分布大致是一致的，如上述安岳、蓬莱区块的典型含气区带与小断裂分布在较大区域上相互重叠，说明小断裂展布与含气性平面分布的对应关系较高。结合实钻井测试成果可认为研究区须家河须二段气藏分布整体上不受现今构造位置控制，但较大地受区域小断裂分布的影响，也进一步证实了该区须家河组二段为典型的裂缝发育型岩性气藏，剖面上呈断裂伴生的多期次透镜状、平面图上呈条带状分布特征（图5，图11）。

4 结论

（1）川中安岳—磨溪地区须家河组二段气藏主要为裂缝发育型岩性气藏，较发育低孔低渗的孔隙型和裂缝—孔隙型储层，具备有利的生储盖组合条件，平面上呈大面积、整体含气的分布特征。
（2）须家河组二段气藏的富集高产主要受烃源条件、优质储层、局部构造和小断裂分布的影响，其含气有利区则受优质储层和中小断裂分布的控制。
（3）采用近、远道剖面特征对比与AVO主振幅主频率技术相结合的方法能够有效预测须家河组二段的含气有利区带。预测方法与成果可为该类气藏的有利目标勘探提供参考。

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