李素华，贾霍甫，胡 昊，李 蓉，余 洋

(中国石化西南油气分公司，四川 成都 610041)

0 引 言

四川盆地西南部井研地区前期油气勘探主要集中在海相碳酸盐岩层系，受川西地区火山岩油气勘探启示[1]，近期将井研地区二叠系火山岩亦作为主要勘探目的层系，钻井揭示火山岩裂缝-孔隙型储层发育，测试获工业气流，揭开了井研地区火山岩勘探新局面。前期研究认为，井研地区火山岩以溢流相为主，火山岩地层相对周公山地区较薄[2]，且孔隙型储层不发育，不具备规模成藏的基础地质条件。近期，井研地区实钻井取心揭示火山岩内部发育爆发相和溢流相2种类型的储层，表明井研地区火山岩岩相类型多样，但火山岩厚度薄(32～102 m)，地震反射特征整体对应2个波峰夹1个波谷反射，且波谷内部发育上、下2套储层(单层厚度为1～22 m)，取心资料少，在常规地震剖面中很难识别出不同类型的火山岩岩相和2套储层的发育情况。因此，亟需利用现有地质、钻井、测井、三维地震等资料落实井研地区火山岩发育特征、岩相类型及优质储层分布，以期指导火山岩下步油气勘探。

借鉴前人火山岩勘探成功经验[3-6]，从区域火山岩发育地质背景出发，利用地质、钻井和地震建立单井相和地震相对应关系，联合利用正演模拟、相干体、三维可视化及地层厚度变化等落实火山岩岩相类型及分布，开展常规测井约束波阻抗和神经网络孔隙度非线性反演，精确刻画了2套储层的分布，有效推动了研究区火山岩勘探进程。

1 火山岩发育特征

1.1 区域背景

茅口组末期，受峨眉地幔柱上涌和峨眉地裂运动影响，岩浆沿深大断裂喷出地表，熔岩流自西南向北东方向流动，在云贵川地区形成峨眉大火成岩省[7]，四川盆地整体位于峨眉地幔柱外带，川西地区发育多个独立、厚度较大的爆发相火山机构，而井研地区火山岩西厚东薄，整体以溢流相为主(图1)。随着火山岩勘探程度不断深入，取心证实除溢流相玄武岩外，还发育爆发相火山角砾碎屑熔岩和凝灰岩，表明井研地区火山岩岩相类型多样，火山岩发育特征及储层分布规律需进一步研究落实。

图1 研究区位置及火山岩相分布Fig.1 The location of the study area and distribution of volcanic phases

1.2 地质特征

井研地区西部火山岩厚度约为79～102 m，根据火山岩岩性、岩相、测井曲线和元素录井(K、Na)等资料，将西部火山岩纵向划分为2期旋回，第1旋回和第2旋回分界处测井曲线特征变化明显(图2a)；井研地区东部火山岩厚度约为32～61 m，仅发育上部第2旋回(图2b)；每期旋回代表一次火山喷发的产物[8]，并在每期旋回上部发育孔隙型或裂缝型储层[9]，其中，第1旋回顶部发育爆发相火山角砾碎屑熔岩和凝灰岩储层(称为下储层)，第2旋回中上部发育溢流相玄武岩储层(称为上储层)，实钻井揭示2套储层横向可对比，下储层只发育在工区西部，上储层全工区发育；储集空间有气孔、杏仁孔、脱玻化孔、晶间孔、蚀变孔、收缩缝及微裂缝等，储层受岩浆挥发组分散逸、冷凝收缩、风化淋滤和构造破裂等[10]作用控制，实测岩心孔隙度为5.19%～20.85%，平均为10.63%，渗透率为0.002 2～0.420 0 mD，平均为0.048 0 mD，总体表现为高孔低渗特征，叠合后期构造破裂作用可形成有效的储集空间。

图2 井研地区火山岩钻井标定及地震剖面Fig.2 The drilling calibration and seismic profile of volcanic rocks in Jingyan Area

1.3 测井与地震响应特征

井研地区西部火山岩储层发育时，密度(ρ)和电阻率(RD、RS)曲线明显降低，声波时差(AC)、中子(CNL)和孔隙度(POR)曲线显著升高；上储层较薄，声波时差、密度、中子、电阻率和孔隙度曲线呈齿状变化，表现为裂缝型储层响应特征；下储层较厚，声波时差、密度、中子、电阻率和孔隙度曲线呈箱状变化，表现为孔隙型储层响应特征(图2a)。井研地区东部仅发育上储层，且位于顶部，电阻率曲线呈斜坡型增大，声波时差、密度和中子等曲线变化不大，孔隙度曲线基本小于6.00%(图2b)。

井研地区火山岩发育段地震反射特征存在明显差异，西部火山岩厚度大，地震反射特征为2个强波峰夹1个强波谷反射，2套储层位于波谷内部(图2c 左侧)；东部火山岩厚度薄，火山岩底部变为弱波谷反射，储层位于顶部波峰下端位置(图2c 右侧)。

2 火山岩正演模拟

为进一步落实火山岩地震反射特征变化的影响因素[11]，根据图2c地震剖面反射特征和A、B井地层、岩性、厚度、速度、密度等参数，设计火山岩储层发育(图3a)和不发育(图3b)2种正演模型(模型中只设计了厚度较大的爆发相下储层，而溢流相裂缝型上储层较薄且分布规律不清，暂未设计)，2种正演模型地层结构一致，火山岩左侧厚、右侧薄(左侧A井厚度为102 m，B井厚度为95 m，右侧最薄为32 m)，上覆为沙湾组，下伏为茅口组。

储层发育正演模型如图3a所示。由图3a可以看出，左侧火山岩内部发育一套爆发相火山角砾碎屑熔岩和凝灰岩储层，且A、B 2口井储层发育位置、厚度、速度、密度等参数存在差异(A井以凝灰岩为主，储层厚度为22 m，距火山岩底部30 m，波阻抗值为12 718.620 m·s-1·g·cm-3；B井以角砾岩为主，储层厚度为19 m，距火山岩底部10 m，波阻抗值为11 711.960 m·s-1·g·cm-3；模型右侧不发育储层，火山岩储层上、下围岩均为玄武岩，其速度和密度参数无变化，玄武岩的波阻抗值为15 140.400 m·s-1·g·cm-3)。储层不发育正演模型如图3b所示。由图3b可以看出，火山岩内部不发育储层，玄武岩速度和密度参数与图3a一致。在此基础上，针对2种正演模型开展正演模拟研究，分析火山岩储层发育和不发育时地震响应特征的变化情况。

正演模型横向长度为1 000 m，纵向深度为800 m，子波选用主频为35 Hz雷克子波，模拟地层参数如表1所示。

表1 A、B井模拟地层参数Table 1 The simulated formation parameters of Wells A and B

由火山岩储层发育时的正演模拟结果可知(图3c)，左侧A、B井火山岩储层发育时，整体表现为2个强波峰夹1个强波谷反射，B井位置火山岩底部同相轴下拉明显，其火山岩时间厚度明显大于A井(正演模拟结果与实钻井火山岩厚度不符，但与图2c实际地震剖面反射特征一致)，且火山岩底部波峰反射强度亦强于A井；右侧火山岩储层不发育时，整体表现为顶部强波峰、中部弱波谷、底部弱波峰反射；左、右两侧火山岩底部地震反射特征差异明显，左侧为强波峰反射，右侧为弱波峰反射。

由火山岩储层不发育时的正演模拟结果可知(图3d)，火山岩顶部仍为强波峰反射，而火山岩底部与图3c相比，波峰反射强度明显变弱，且火山岩地层由左往右逐渐变薄时，地震反射强度亦逐渐变弱，B井位置火山岩底部未出现同相轴下拉、时间厚度变厚等现象。

图3 火山岩2种正演模型及模拟记录Fig.3 The two forward models and simulation records of volcanic rocks

由火山岩储层发育和不发育2种正演模型模拟结果对比可知，火山岩储层发育时明显影响火山岩底部地震反射同相轴强弱变化，其正演模拟记录与图2c实际地震剖面反射特征一致，且火山岩角砾岩储层与围岩玄武岩波阻抗差值越大、距火山岩底部越近时，火山岩底部波峰反射强度变强、同相轴下拉、时间厚度变厚等现象越明显。因此，根据上述几种火山岩地震反射特征的变化情况来判断爆发相火山岩储层是否发育是可行的。

3 火山岩岩相类型及分布

在正演模拟基础上，利用单井相、地震相、相干体、三维可视化和地层厚度变化等情况，详细梳理井研地区火山岩岩相平面和空间分布特征。

火山岩发育段地震反射特征相对较为单一稳定，利用单井相和地震相可划分火山岩岩相平面分布特征。波形聚类结果显示(图4a)：工区东、西部分界明显，分界位置对应图2c火山岩底部强波峰终止位置；工区西部红、绿、黄色区域对应2个强波峰夹1个强波谷反射，东部蓝、淡蓝、粉红色区域对应顶部强波峰、中部弱波谷反射。结合单井相可确定第1期溢流相发育于工区西部，而第2期溢流相全工区发育，2期旋回整体为平行、连续反射(表2第Ⅰ类溢流相，钻井已证实)。A、C井以凝灰岩为主，对应绿色波形，划分为爆发相凝灰岩发育区；B井以角砾岩为主，对应红色波形，与图4b火山岩时间厚度较厚的区域一致，因此，将红色波形、地层厚度变厚区域划分为爆发相角砾岩发育区(表2第Ⅱ类爆发相，钻井已证实)。由上述研究可知，爆发相和溢流相火山岩在井研地区纵向叠置、横向交错发育。

图4 井研地区火山岩平面分布Fig.4 The planar distribution of volcanic rocks in Jingyan Area

利用三维可视化技术刻画火山岩空间分布特征。

结果显示：工区西北部发育中心式[12]喷发火山机构，平面为圆形、低相干异常，地震剖面中火山岩下伏地层同相轴依次错断、杂乱、空白、弱反射，因喷发能量弱，岩浆大多未喷出地表，中心式喷发火山机构对火山岩厚度影响较小(表2第Ⅲ类中心式火山通道相，待钻井证实)。而工区西南部基底断裂带附近发育条带状低相干异常，且局部圆形、低相干火山通道特征明显，判断基底断裂带附近发育裂隙式[13]喷发火山通道相，岩浆沿基底断裂上涌从而造成断裂带附近火山岩厚度变厚(表2第Ⅲ类裂隙式火山通道相，待钻井证实)。

表2 井研地区二叠系火山岩地震相特征Table 2 The seismic facies characteristics of Permian volcanic rocks in Jingyan Area

综上所述，井研地区发育溢流相、爆发相和火山通道相等3种火山岩岩相类别，其中，火山通道相又分为中心式和裂缝式2种类型。爆发相和火山通道相是火山岩储层发育有利岩相类型，主要分布在工区西部(图4c)。

4 火山岩储层识别

常规测井约束波阻抗反演频带范围有限，只能识别厚度大、波阻抗差异明显的储层和非储层，难以准确识别非均质性强的薄储层。神经网络非线性反演[14]对低频模型和井位分布无要求，只需建立目标测井曲线与地震波形的非线性关系，运算速度快且预测精度高，可准确定量预测该区火山岩2套储层分布。

4.1 储层分布预测

由常规测井约束波阻抗反演结果可知(图5a)：火山岩下储层厚度大，低波阻抗特征清楚，横向分布连续，且与实钻井测井波阻抗曲线吻合较好；而上储层波阻抗反演结果与测井波阻抗曲线吻合较差，且反演的波阻抗值与上覆沙湾组和围岩玄武岩波阻抗值相近。因此，常规测井约束波阻抗反演结果不能有效识别上储层。

测井孔隙度曲线可表征火山岩储层发育特征，测井孔隙度由声波时差曲线计算得到，且与岩心实测孔隙度匹配。因此，孔隙度与波阻抗存在线性关系，在此基础上利用测井孔隙度曲线进行非线性神经网络反演，建立测井孔隙度与地震波形的非线性关系，通过神经网络学习得到高分辨率孔隙度反演结果。神经网络孔隙度反演火山岩上、下储层展布特征清楚(图5b)，与实钻井测井孔隙度曲线吻合较好，反演精度明显提高，最终利用神经网络孔隙度反演结果求取火山岩2套储层的厚度分布。

4.2 优质储层发育带

神经网络孔隙度反演结果表明：中厚大储层主要发育在中心式和裂隙式火山通道附近；基底断裂既控制着裂隙式火山通道的分布，又有效沟通了下伏寒武系烃源岩；二叠系层间断层和裂缝进一步改善了火山岩储集性能，通过区域地质、钻井、岩性岩相、储层厚度、基底断裂、层间断层及裂缝发育等情况进行优质火山岩储层发育带评价。上储层以溢流相玄武岩为主，下储层以爆发相火山角砾碎屑熔岩和凝灰岩为主。因此，在有利岩相分布范围内越靠近基底断裂、层间断层和裂缝发育区储层发育越好。将岩性岩相、储层厚度和断裂、裂缝发育作为储层评价的重要因素。其中，靠近基底断裂的爆发相或溢流相火山岩储层厚度大于15 m，层间断层、裂缝发育区作为储层发育最有利区；距离基底断裂稍远、爆发相或溢流相火山岩储层厚度大于10 m，层间断层、裂缝发育区作为储层发育有利区；远离基底断裂的溢流相火山岩储层厚度小于10 m，裂缝发育区作为较有利区。由储层评价结果可知，上储层最有利区主要分布在工区西南部(图5c)，下储层最有利区主要分布在工区西部(图5d)。

图5 火山岩反演结果及储层有利区分布Fig.5 Volcanic rock inversion results and favorable areas of reservoir distribution

4.3 识别效果分析

井研地区西南部火山岩源储配置关系良好，A井火山岩下储层钻井过程中见微含气显示，测井解释孔隙度在10%左右，经测试获工业气流；B井取心证实爆发相火山角砾碎屑熔岩和凝灰岩储层发育，横向连续性好，测试亦获工业气流，钻前预测与钻后结果一致，表明火山岩岩相识别和储层预测结果可靠。

5 结 论

(1) 井研地区火山岩主要发育爆发相、火山通道相和溢流相3种岩相类型。其中，爆发相和火山通道相是储层发育的有利岩相类型，火山岩储层主要发育在每期旋回顶部，纵向发育2套储层，平面预测上储层主要分布在工区西南部，下储层主要分布在工区西部，下储层厚度较厚，分布范围广，较易识别，可作为主要勘探评价目标层系。

(2) 井研地区西南部火山岩源储配置关系好，具备形成规模气藏的条件，叠合断裂、裂缝发育带是火山岩勘探评价有利目标区。针对厚度大、连续分布的下储层进一步实施评价井或水平井有望落实气藏规模，对井研地区火山岩控制储量提交具有重要指导意义。